obnovitelné zdroje energie a možnosti jejich uplatnění v

Transkript

obnovitelné zdroje energie
a možnosti jejich uplatnění
v České republice
Kolektiv autorů
a možnosti jejich uplatnění
v České republice
Studie analyzující současný stav, předpoklady rozvoje
do r. 2010 a výhled vzdálenějšího horizontu
Praha 2003
Předmluva
Impulsem pro vznik studie, kterou jste právě otevřeli, bylo několik důležitých okolností.
Tou první je příprava zákona o využití obnovitelných zdrojů v ČR, započatá na konci r. 2002, která řeší volbu budoucích
vhodných legislativních postupů pro vývoj v této oblasti energetiky až do r. 2010. Druhou je blížící se vstup ČR do EU a potřeba reflektovat záměry EU při zvyšování podílu energie vyráběné z obnovitelných zdrojů. Další, neméně důležitou okolností, je Státní energetická koncepce připravovaná s výhledem až do r. 2030.
ČEZ, a. s., má již mnohaleté zkušenosti s provozem obnovitelných zdrojů a jako největší domácí energetická společnost se
samozřejmě intenzivně zajímá o jejich perspektivu a možnosti dalšího vývoje.
Autorská studie, která za podpory ČEZ, a. s., vznikla, si klade za cíl objektivně informovat o problematice výroby elektřiny
z obnovitelných zdrojů v České republice. Připomíná hydroenergetický potenciál, který je hlavním využívaným obnovitelným
zdrojem, dokumentuje úskalí rozvoje větrné energetiky, fotovoltaiky a zejména postupný nárůst využívání různých forem
biomasy. Zejména na budoucím širokém využití biomasy v energetice je založen záměr významného zvýšení využití obnovitelných zdrojů v ČR do r. 2010 deklarovaný na úrovních Ministerstva průmyslu a obchodu a Ministerstva životního prostředí
a potvrzený též v rámci podpisu přístupových dohod pro vstup ČR do EU v r. 2004.
Pro vznik studie se podařilo získat reprezentativní zastoupení autorů, nezávislých odborníků a výrazných autorit v jednotlivých energetických oborech. Všichni se mohou podělit se čtenáři o nemalé zkušenosti s rozvojem obnovitelných zdrojů
nejen v tuzemsku, ale i v zahraničí. V předkládané práci lze nalézt mnoho cenných a velmi zajímavých technických a ekonomických údajů z oblasti využívání obnovitelných zdrojů. Autoři popsali danou problematiku ze svého vlastního úhlu pohledu
daného jejich odbornou pozicí a zázemím a předložené závěry vyjadřují jejich osobní mínění.
Na čtenářích pak je, aby na dalších stránkách posoudili, v jaké míře mohou obnovitelné zdroje efektivně přispět k výrobě
elektřiny pro hospodářství České republiky v našich zeměpisných a klimatických podmínkách.
Ing. Ladislav Štěpánek
ředitel sekce Kancelář GŘ a představenstva
ČEZ, a. s.
Obnovitelné zdroje energie v ČR
Použité zkratky
AV ČR
Akademie věd ČR
ČEA
Česká energetická agentura
ČSÚ
Český statistický úřad
EHK EU
Evropská hospodářská komise Evropské Unie
EIA
Environmental Impact Assesment – posouzení vlivu na životní prostředí
ERÚ
Energetický regulační úřad
FV
fotovoltaika
FVS
fotovoltaický systém
HDP
hrubý domácí produkt
CHKO
chráněná krajinná oblast
IEA
International Energy Agency – Mezinárodní energetická agentura
MF
Ministerstvo financí
MPO
Ministerstvo průmyslu a obchodu
MVE
malá vodní elektrárna
MW e
megawatt elektrický
MW t
megawatt tepelný
MŽP
Ministerstvo životního prostředí
nn
nízké napětí
OECD
Organisation for Econonomic Co-operation and Development – Organizace pro hospodářskou
spolupráci a rozvoj
OZE
PVE
přečerpávací vodní elektrárna
SFŽP
Státní fond životního prostředí
TSPEZ
tuzemská spotřeba palivoenergetických zdrojů
VaV
věda a výzkum
VE
vodní elektrárna nebo větrná elektrárna
vn
vysoké napětí
vvn
velmi vysoké napětí
ŽP
životní prostředí
Vybrané jednotky energie
J
joule, jednotka práce
GJ
gigajoule, rovno 109 J
PJ
petajoule, rovno 1015 J
ktoe
kilo tons of oil equivalent, referenční jednotka primární energie, rovna 42 . 1012 J
kWh
kilowatthodina, 1 kWh = 3600 kJ
MW(h)
megawatt(hodina), rovno 10 6 W(h)
GW(h)
gigawatt(hodina), rovno 109 W(h)
TW(h)
terawatt(hodina), rovno 10 12 W(h)
Obsah
Obsah
13
1.
Úvod
13
1. 1.
Systémy a mechanismy podpor výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
16
1. 2.
Pohled do nedávné minulosti podpory obnovitelných zdrojů
16
1. 3.
Současná legislativa
17
Zákon č. 406/2000 Sb. o hospodaření energií
18
1. 4.
Fiskální opatření podporující využití obnovitelných zdrojů energie
19
1. 5.
Současný stav – shrnutí
19
1. 6.
Formy podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
20
Systém garantovaných cen (feed-in tariff)
20
Systém povinných kvót (Quota system)
20
Stav podpory obnovitelných zdrojů ve členských státech Evropské unie
22
Rakousko
22
Belgie
22
Dánsko
22
Finsko
23
Francie
23
Německo
23
Řecko
23
Irsko
23
Itálie
23
Nizozemí
23
Portugalsko
23
Španělsko
24
Švédsko
24
Spojené Království
24
3.
Budoucí česká legislativa
25
3. 1.
Definice základních pojmů
25
3. 2.
Národní indikativní cíl výroby elektrické energie z obnovitelných zdrojů energie
27
3. 3.
Národní indikativní cíl užití obnovitelných zdrojů energie
27
3. 4.
Podpůrné schéma pro podporu výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
29
3. 5.
Prokazování původu elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů
30
3. 6.
Zjednodušení právních předpisů
30
3. 7.
Rozdělení nákladů na připojení
30
4.
Představa o vývoji podílu elektřiny z obnovitelných zdrojů
31
Vodní energetika
31
Větrná energetika
31
Biomasa
31
Fotovoltaika a geotermální energetika
31
Komplexní pohled
31
Použité zdroje
32
2.
Další rozvoj hydroenergetiky
33
1.
Úvod – využívání vodní energie
1. 1
Situace v oblasti využití hydroenergetického potenciálu na území České republiky
33
2.
Vodní toky – jejich hydroenergetický potenciál
34
2. 1.
Současný stav ve využití hydroenergetického potenciálu u jednotlivých povodí
34
3.
Jiné možnosti využití hydropotenciálu
36
3. 1.
Využití přehradních nádrží, retenčních nádrží a rybníků
37
3. 2.
Využití vodárenských objektů budovaných pro účely zásobování pitnou vodou
37
3. 3.
Rekonstrukce MVE se zastaralou technologii
38
4.
Vyhodnocení základních ukazatelů technického stavu starých provozovaných MVE
39
5.
Realizace MVE
43
5. 1.
Investice výstavby a provozu MVE
43
5. 2.
Překážky netechnického charakteru při realizaci MVE
44
6.
Problematika ekologie výstavby a provozu MVE
45
7.
Obecný postup při zřizování MVE
47
7. 1.
Přehled dokumentů vztahujících se k MVE
47
8.
Možnosti ve výběru technologie
49
8. 1.
Přímoproudé turbíny
50
8. 2.
Spirální turbíny
50
8. 3.
Nová technologie pro extrémně nízké spády
50
9.
Domácí výrobci technologie pro MVE
51
ČKD Blansko Engineering, a. s. (ČBE, a. s.)
51
MAVEL, a. s.
52
ČKD TURBO TECHNICS, spol. s r. o.
52
HYDROHROM, s. r. o.
53
CINK vodní elektrárny, a. s.
54
EXMONT – Energo, a. s.
55
Strojírny Brno, a. s.
55
ZIROMONT, spol. s r. o.
56
Závěr
57
Vodní elektrárny ČEZ, a. s.
57
Použité zdroje
58
10.
Větrná energie a její možnosti v ČR
33
59
Úvod
59
1.
Některé technické charakteristiky větrných elektráren
59
1. 1.
Malé větrné elektrárny
59
1. 2.
Velké větrné elektrárny
59
Regulace „stall“ a „pitch“
59
Větrné elektrárny s převodovkou a bez převodovky
60
Stožáry větrných elektráren
61
1. 4.
Větrná elektrárna Vestas V80 – 2,0 MW
61
1. 5.
Větrná elektrárna Enercon E66 – 1,5 MW
62
2.
Větrná energetika na území ČR do současnosti
63
2. 1.
Velké větrné elektrárny na území ČR do současnosti
63
1. 3.
Obsah
2. 1. 1.
Demontované větrné elektrárny
63
2. 1. 2.
Větrné elektrárny v provozu
64
2. 2.
Zhodnocení činnosti velkých větrných elektráren
67
3.
Rozvoj větrné energetiky
68
3. 1.
Větrná energetika na území Německa
68
Větrná energetika na území státu Sasko
69
3. 2.
Větrná energetika v Rakousku
69
4.
Větrný potenciál na území České republiky
70
4. 1.
Energie větru
70
4. 2.
Proudění vzduchu a jeho variabilita
70
4. 3.
Metody pro určení pole rychlosti větru a jejich přesnost
71
4. 3. 1.
Statistický model VAS
71
4. 3. 2.
Dynamický model mezní vrstvy atmosféry
72
4. 3. 3.
Model WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program)
73
4. 3. 4.
Přesnost metod určujících průměrné pole rychlosti větru na území ČR
74
5.
Větrný potenciál na území ČR a v jednotlivých regionech
76
6.
Předpověď výroby energie větrnými elektrárnami
77
6. 1.
Nestabilita větrné energie
77
6. 2.
Numerické předpovědní modely
77
6. 3.
Přesnost předpovědi výroby elektrické energie
77
7.
Větrné elektrárny a životní prostředí
78
7. 1.
Výstavba větrných elektráren ve vztahu ke krajině
78
7. 2.
Hluk emitovaný větrnými elektrárnami
78
7. 3.
Větrné elektrárny a avifauna
79
7. 4.
Větrné elektrárny a šíření radiového a televizního signálu
79
7. 5.
Větrné elektrárny a krajinný ráz
80
7. 6.
Větrné elektrárny a produkce škodlivin
80
8.
Závěr
81
Použité zdroje
81
Energetické využívání biomasy
83
1.
Úvod
83
2.
Způsoby získávání, zpracování a využívání energetické biomasy
85
3.
Kombinované spalování biomasy a uhlí
88
Základní údaje instalovaných velkých průmyslových fluidních kotlů s cirkulací spalin ČEZ, a. s.
89
Další velké fluidní kotle
89
4.
Anaerobní digesce
89
4.
Výroba tepla z biomasy
91
5.
Kogenerace na bázi biomasy
92
6.
Nové přístupy a technologie při energetickém využití biomasy
93
Použité zdroje
94
Postupný rozvoj využití sluneční energie fotovoltaickou technologií
95
1.
Úvod
95
2.
Popis současného stavu vývoje
95
2. 1.
Fotovoltaika, solární článek, solární panel
95
2. 2.
Fotovoltaické systémy a aplikace
96
2. 2. 1.
Energetická návratnost
97
2. 3.
Rozvoj fotovoltaiky ve světě
97
2. 3. 1.
Vývoj průmyslových aktivit
97
2. 3. 2.
Vývoj stavu fotovoltaických systémů
99
2. 3. 3.
Fotovoltaika v architektuře
99
2. 3. 4.
Motivační podpůrné nástroje
100
2. 3. 5
Příklady z tuzemska
101
2. 4.
Vývoj a stav fotovoltaiky v ČR
102
2. 4. 1.
Průmysl, trh a výzkum v ČR
103
2. 4. 2.
Znalosti o fotovoltaice
104
3.
Základní východiska a odhady potenciálů do roku 2010
105
3. 1.
Souhrn cílů a vizí ve fotovoltaice v zahraničí
105
3. 1. 1.
Energetická politika v EU
105
3. 1. 2.
Ekonomické aspekty
106
3. 2.
Předpoklady rozvoje do roku 2010 v ČR
109
3. 2. 1.
Charakteristika slunečního záření v ČR
109
3. 2. 2.
Společnost a její potřeby
109
3. 2. 3.
Odhad teoretického potenciálu FV v ČR
109
3. 2. 4.
Předpokládaný vývoj do roku 2010 v ČR
111
4.
Specifické problémy dané oblasti
112
4. 1.
Vliv nerovnoměrné a decentralizované dodávky elektrické energie z FVS na elektroenergetickou
síť
112
5.
Souhrn
112
Použité zdroje
112
Ekonomické hodnocení využití obnovitelných zdrojů
113
1.
Úvod
113
1. 1.
Příčiny selhávání ekonomického pojetí světa
113
Příčina první: hustota energie
113
Příčina druhá: Paradox rohu hojnosti
113
Příčina třetí: Přitažlivost kapitálu
114
Příčina čtvrtá: Veřejná podpora
114
Příčina pátá: Diskontování budoucnosti
114
Příčina šestá: Deformované po(d)vědomí
114
Příčina sedmá: Růst entropie – podcenění přírodních zákonů
115
Strategie udržitelného rozvoje4 energetiky
115
Veřejná podpora
115
Příklad komplexního hodnocení
116
Externality
117
Ekonomické předurčení technologického rozvoje
119
Závěrná technologie
119
Ekonomický prostor pro využívání obnovitelných zdrojů energie
119
2.
Problematika záměrů výstavby zdrojů OZE dle druhu energie
121
3.
Rozbor rizik určujících prvků rozvoje dle druhu zdroje
121
1. 2.
1. 3.
Obsah
Malé vodní elektrárny
124
Větrná energetika
124
Solární energetika
124
Využití energie biomasy
125
4.
Ekonomické hodnocení
126
4. 1.
Energetické plánování s nejnižšími náklady (least cost planning)
126
4. 2.
Způsoby ekonomického hodnocení
127
Metoda prosté návratnosti
128
Metoda kapitálové hodnoty
128
Metoda vnitřního výnosového procenta
128
Cash flow
129
4. 3.
Měrné investiční náklady technologií a nákladové křivky
130
4. 3. 1.
Odhad měrných investičních nákladů pro ČR
131
131
Větrné elektrárny
131
Sluneční elektrárny
133
Výroba elektrické energie z biomasy
133
4. 4.
Citlivostní analýza
134
5.
Možnosti šíření OZE v ČR
135
Financování projektů OZE v EU
135
Financování z veřejných zdrojů v ČR
135
Stanovení nákladů Národního programu v oblasti využívání obnovitelných zdrojů energie
136
Schémata podpory elektřiny z OZE
137
6.
Systémy podpory výroby elektřiny z OZE
137
7.
Závěr kapitoly
138
Použité zdroje
140
…místo závěru
143
12
Právo a legislativa
Ing. Jan Motlík, CSc.
1. Úvod
Lidstvo potřebuje pro uspokojování svých potřeb energii a s vývojem civilizace se nároky na množství energie stále zvyšují.
Její využívání umožňují technologie, které transformují určité zdroje energie na užitečnější formy energie. Tou nejušlechtilejší, o které budeme zejména hovořit, je elektřina. U některých energií můžeme hovořit o dlouhé historii, např. u využívání
vodní síly, větru a o spalování dřeva nebo trávy, a na dlouhou minulost můžeme navázat i jejich dlouhou budoucností. Bohužel, obdobně nemůžeme hovořit o zdrojích dnes nejčastěji používaných tj. fosilních palivech.
Prapůvodcem většiny energie na Zemi je sluneční záření nebo teplo zemského nitra. Energii vytvořenou v přírodě za miliony
let se snaží lidstvo zužitkovat během několika staletí. Bohužel, výroba a spotřeba energie jsou velmi často spojeny s ekonomickými, sociálními a environmentálními problémy. Současný progresivní trend v energetické politice prosazuje vyrovnaný
„energetický mix“, ve kterém každý druh zdrojů hraje svoji opodstatněnou roli, odvislou zejména od své pozice ve filosofii
udržitelného rozvoje a nebo dnes také odvislou zejména od ekonomických ukazatelů. Není jednoduché a jednoznačné
řešení pro vytvoření tohoto mixu, neboť každý zdroj má své výhody i nevýhody. Při současné energetické politice mohou sehrávat čím dál tím větší roli obnovitelné zdroje. Jak jsou charakterizovány ? Obnovitelné zdroje jsou v měřítku lidstva dosud
nevyčerpané formy energie Slunce a Země.
Proč nejsou obnovitelné zdroje používány ve větším měřítku? Odpověď je jednoduchá. Je jednodušší použít energetické konzervy s koncentrovanou energií ve formě fosilních paliv, které nám ze své minulosti poskytuje příroda. Lze říci,
že z důvodu vysoké potřeby energie žijeme na úkor budoucích generací.
Když se podíváme na historii světové energetiky v posledních desetiletích, můžeme konstatovat, že svět nutily ke změně
názoru na energetickou politiku šoky nebo krize na poli energetických zdrojů. Současné kontury začala světová energetická
politika získávat po první ropné krizi v 70. letech. Priority energetické politiky procházely vývojem. Vyšší úroveň energetických technologií vedla k vytvoření širokého úsporného energetického programu. V 80. letech se dostala do popředí environmentální otázka. Bohužel, tento vývoj jsme nemohli v plné míře okusit a ani při této příležitosti získat přímé zkušenosti
pro poměry České republiky. Vysokou energetickou náročnost našeho hospodářství ukazuje následující graf.
Energetická politika Evropské unie postavila do popředí otázku snížení závislosti na dovozu energií a environmentální
problematiku, z čehož vyplynul, kromě jiného, i požadavek na maximální možné využití obnovitelných zdrojů. Ač všechny
členské státy podnikly kroky k podpoře obnovitelných zdrojů, výsledek nebyl všude stejný. Proto vznikly další iniciativy, jejichž závěrem je ambiciózní úkol zdvojnásobení příspěvku obnovitelných zdrojů energie do energetické bilance primárních
energetických zdrojů. I když se to zdá nadnesené, byla podpora obnovitelných zdrojů v posledních létech jedním z klíčových bodů energetické politiky Evropské unie. Souhlas s touto politikou potvrzuje průzkum nedávno provedený statistickým
úřadem Evropské Unie Eurostat, ve kterém 90 % občanů Evropské unie považuje za jeden z prioritních úkolů svých vlád
zvyšování podílu obnovitelných zdrojů energie na bilanci spotřeby energie.
12
0,5
TP
10
20
0,4
8
6
19
0,3
19
4
0,2
2
0
0,1
Pozn. ke grafu: Při výpočtu potřeby primárních energetický zdrojů na HDP (vynesena na pravé ose y) byl použit kurz USD z roku 1995
a zahrnuta parita kupní síly (PPP)
13
Obecně lze cíle v této oblasti charakterizovat následovně:
• Dosažení co nejefektivnějšího a šetrného využívání primárních energetických zdrojů.
• Nutnost zvyšování ochrany klimatu a snižování zátěže životního prostředí z energetických procesů a vytváření podmínek
pro plnění mezinárodních závazků.
• Snížení závislosti na dovozu energetických surovin (po ukončení těžby uhlí budeme v České republice skoro 100%
závislí na dovozu energetických surovin).
• Zajištění postupného přechodu k udržitelné energetice a spotřebě, která je první ze tří hlavních priorit EHK OSN
pro energetiku. Tato politika je definována tím, že při zachování nebo růstu produkce dochází ke snížení měrných toků
vstupů a snížení výstupů zatěžujících životní prostředí (snížení emisí).
Mimo tyto základní cíle určené vztahem k životnímu prostředí existuje celá řada dalších hledisek. Můžeme z nich například uvést:
• Umožnění rozvoje zejména malých a středních podniků vyrábějících zařízení pro obnovitelné zdroje. České společnosti
mají šanci vyrábět některé konkurenceschopné technologie pro velmi široký trh.
• Rozvoj obnovitelných zdrojů by mohl přispět k zvýšení pracovních příležitostí jak v primární výrobě, tak i v provozních
a servisních službách.
• Nezanedbatelná není ani otázka péče o krajinu při pěstování biomasy.
Česká republika má vzhledem ke svým geografickým a dalším podmínkám předurčeno, že bude postupně patřit k teritoriím
s nejdražší energií. Jinak tomu není ani u obnovitelných zdrojů. Nemáme významný hydroenergetický potenciál, protože ležíme na rozhraní několika povodí na jakési střeše Evropy, sluneční svit u nás nedosahuje parametrů jižních zemí a větrné
poměry u nás také nejsou nejlepší. Je skutečností, že naše hospodářství je energeticky velmi náročné. Dosud se u nás málo
šetří energií a obnovitelné zdroje jsou v ČR ještě stále využívány v malé míře.
Hospodaření s energií a větší využití obnovitelných zdrojů energie jsou dva zásadní problémy. Úspora energií řeší hříchy
minulosti, kdy se vývoj ubíral zhoubnou cestou bezbřehého využívání energie. Tuto skutečnost si svět uvědomil před
cca 30 léty při první ropné krizi a následně začal podnikat kroky k nápravě chybné politiky. V následujících létech bylo toto
úsilí umocněno možným globálním nebezpečím působení vlivu antropogenních energetických procesů na podnebí planety.
Druhým problémem je zatím nedostatečné globální využití obnovitelných zdrojů energie, jehož nárůst by měl přispět k definování budoucího trendu udržitelného rozvoje lidské společnosti.
Jako hlavní zdroje energie dnes slouží fosilní spalitelné materiály (uhlí, ropa, plyn) a štěpné (radioaktivní) látky. Energii,
vytvořenou v přírodě za miliony let, se snaží lidstvo zužitkovat během několika staletí. Burcující údaje dokonce uvádějí,
že v současné době na Zemi „vyrabujeme“ za rok to, co příroda tvořila dva miliony let. To by znamenalo, že v dohlednu
je den, kdy již žádné fosilní palivo ke spálení nebude. Scénář ale může vypadat úplně jinak. Není vyloučeno, že se část zásob bude muset nechat nevytěžená v zemi v důsledku hrozícího globálního oteplování způsobeného emisemi skleníkových
plynů. Toto oteplování je největším a nejhrozivějším globálním problémem životního prostředí. Je to nesrovnatelně větší
a dlouhodobější problém, než kterým byly a jsou kyselé deště vyvolané emisemi SO2. Hrozba je vyvolána zejména emisemi
CO 2 a dalšími skleníkovými plyny vzniklými při dobývání, zpracování a využití fosilních paliv.
Při diskusi o skleníkových jevech mluvíme o dvou rovinách problému. Prvním okruhem je častěji diskutovaný problém absorbované radiační energie, která je dána rozdílem vstupující a vystupující sluneční energie v atmosféře Země. Tato energie
zůstává v atmosféře jako zachycené teplo. Druhým nemalým problémem jsou termoemise spojené s uvolňováním energií. Mnoho evropských zemí na svém území již překročilo ekologicky únosné hodnoty měrné uvolněné energie vztažené
na plochu území. Vedle Německa, Nizozemska a Belgie je to také Česká republika. Energetický problém skleníkového jevu
pro nás nespočívá jen v tom jaké elektrárny stavět pro další získání energií, tak jak se dnes u nás záležitost zjednodušuje.
Průměrná fosilní či jaderná elektrárna v kondenzačním uspořádání vyrobí z primární energie cca z jedné třetiny elektřinu
a dvě třetiny tepla z paliva odcházejí ve formě termoemisí do okolí. Jaká je současná a nejbližší skladba primárních zdrojů
energie, výroby elektřiny a konečné spotřeby ukazují grafy na protější straně.
Z grafů zjišťujeme, že naše požadavky z velké části uspokojuje uhlí. Je nepopiratelnou skutečností, že jeho zásoby jsou
omezené, a že je nutné hledat jiné zdroje. Řešením asi není zemní plyn, který mimo to, že je fosilním zdrojem, je také importovanou komoditou, která v sobě skrývá mimo závislosti na dovozu i problém očekávaného velkého cenového nárůstu. Dalším tématem k možné diskusí je současné používání jaderné energie. Výše uvedenou problematiku analyzuje tzv. Zelená
kniha Evropské unie „Evropská strategie pro zajištění bezpečných dodávek energií“, která klade velkou důležitost vyššímu
využívání obnovitelných zdrojů. Speciálně tuto záležitost do hloubky rozebírá tzv. Zelená a Bílá kniha Evropská unie „Obnovitelné zdroje energie – energie pro budoucnost“.
V posledních létech proběhlo několik zasedání konference smluvních stran Rámcové úmluvy OSN o změnách klimatu, jejichž úkolem je udržet při životě principy zakotvené v Kjótském protokolu. Hlavním úkolem je omezení skleníkových plynů,
zvláště pak CO 2.
Svět sice mluví o úspěchu, ale reálný výsledek v omezení skleníkových plynů je třetinový v porovnání s představami z Kjóta.
Ani pozice naší republiky není tak jednoznačně růžová, jak se často prezentuje. Naše komparativní výhoda plynoucí z velkého propadu průmyslové výroby po roce 1990 dostává trhliny, jestliže se začne hovořit o příspěvku do fondů, do kterých
by měly přispívat jednotlivé země podle objemu svých emisí skleníkových plynů.
14
Z fondů by měly být hrazeny projekty, které pomohou rozvojovým zemím jak snížit emise skleníkových plynů, tak i připravit
se na zvládnutí negativních následků klimatických změn, protože to budou zejména tyto země, sdružené do skupiny G 77,
které budou nejdříve ohroženy negativními důsledky globálního oteplení. Podle expertů by bylo žádoucí v historicky krátké
době snížit emise o 60 až 80 %. Je to propastný rozdíl proti 2 % (redukované cíle z Kjóta), které se předpokládají v současnosti. Velmi nepříjemnou pozici naší republiky, která přinese velké problémy při dalších vyjednáváních o snižování emisí
skleníkových plynů, ukazuje graf na straně 16 (Emise CO 2 vztažené na HDP a počet obyvatel).
Podíl výroby elektřiny z OZE na hrubé spotřebě elektřiny v ČR
stav 2000
Struktura energetických zdrojů
pokrytá OZE v ČR
předpokládaný podíl 2010
solární energie 0,5 %
teplo prostředí
vítr
0,1 %
0,1 %
voda
29 %
biomasa
70 %
Skladba spotřeby primárních energetických zdrojů v ČR
stav 2000
��
��
��
předpoklad 2005
Skladba primárních
energetických zdrojů v EU
současnost
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
stav 2000
��
��
��
��
��
��
��
Skladba konečné spotřeby paliv
a energií v ČR - rok 2000
předpoklad 2005
��
��
��
��
��
Podíl zdrojů na hrubé výrobě elektřiny v České republice
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
VE – vodní elektrárny, MVE – malé vodní elektrárny, ZP – zemní plyn
15
Česká republika, jak bylo uvedeno na začátku, nepatří mezi významné země ve využívání obnovitelných zdrojů energie.
Česká republika má srovnatelné měrné emise CO 2 s průměrem zemí OECD, ale její energetická bilance je tradičně založena
na vysoké spotřebě domácího uhlí a omezeném hydropotenciálu. Využití obnovitelných zdrojů energie v České republice
představuje pouze necelá 2 % z objemu hrubé spotřeby primárních energetických zdrojů, zatímco Evropská unie dosahuje
v průměru přes 6 % a jejím cílem je do roku 2010 dosáhnout 12% podílu.
Emise CO2 vztažené na paritu kupní síly (PPP) v rámci HDP a počtu obyvatel
1. 1.
Systémy a mechanismy podpor výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
Možné způsoby přímých a nepřímých podpor pro využívání elektřiny z obnovitelných zdrojů energie lze obecně rozdělit
především z hlediska toho, zda snižují cenu elektřiny z pohledu investora, nebo zda zvyšují výkupní cenu elektřiny.
Mezi mechanizmy ovlivňující minimální cenu elektřiny patří zejména:
•
•
•
•
•
•
nevratné dotace investičních výdajů (různé státní fondy a podpůrné programy),
daňová zvýhodnění (např. daň z příjmu, nižší sazba DPH, daň z pozemků a nemovitostí),
pružné odepisování investic do obnovitelných zdrojů,
příznivé zdanění třetí strany financující obnovitelné zdroje,
poskytování zvýhodněných úvěrů prostřednictvím různých státních fondů a podpůrných programů,
financování výzkumu a vývoje zařízení, technologií a pilotních projektů (jde o nepřímou podporu snižující především
riziko výrobců a zprostředkovaně i ceny dodávaných zařízení).
Mechanizmy ovlivňující maximalizaci výkupní cenu elektřiny jsou zejména:
• stanovení povinnosti výkupu elektřiny z určitých zdrojů spolu s určením postupu pro stanovení minimální výkupní ceny,
kdy postup umožňuje respektovat některé specifické vlastnosti vykupovaných zdrojů a z pohledu vykupujícího subjektu
je cena vyšší, než za jakou by jinak mohl elektřinu na trhu opatřit,
• nařízení pro některé účastníky trhu odebírat určité množství elektřiny z obnovitelných zdrojů,
• informační kampaně propagující elektřinu z obnovitelných zdrojů spolu s možností odběratelů dobrovolně se rozhodnout pro spotřebu elektřiny z určitých zdrojů,
• daňová politika, která zvýhodní obnovitelné zdroje energie (OZE).
1. 2.
Pohled do nedávné minulosti podpory obnovitelných zdrojů
Zákon č. 222/1994 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích v § 18, odst. 1,
písm. b) stanovoval, že dodavatel (držitel autorizace pro rozvod) je povinen, pokud je to technicky možné, vykupovat elektřinu vyráběnou z obnovitelných a druhotných zdrojů energie. V odst. 4 téhož paragrafu se stanovilo, že „cenu vykupované
elektřiny ve smyslu odst. 1 stanoví cenové předpisy“ (následovala odvolávka na zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění
zákona č. 135/1994 Sb. Na základě zmocnění ze zákona č. 526/1990 Sb. vydávalo MF cenové výměry.
16
V těchto cenových výměrech byly ceny elektřiny vyrobené z obnovitelných a druhotných zdrojů (z MVE, větrných elektráren,
solárních a geotermálních zdrojů energie a bioplynů) zařazeny mezi ceny regulované, přičemž forma regulace byla věcné
usměrňování ceny. Tato forma regulace předpokládala, že při tvorbě cen budou do ceny výrobku promítnuty pouze ekonomicky oprávněné náklady pořízení, zpracování a oběhu zboží, přiměřený zisk a daň podle příslušných daňových zákonů.
Bohužel, tato legislativa nebyla vůbec respektována a proto musely být podniknuty kroky řešící, alespoň částečně, tento
problém. V lednu 1999 byla uzavřená dobrovolná dohoda s energetickými rozvodnými společnostmi o výši výkupních cen
za elektřinu dodávanou do distribuční sítě. Cena vycházela z modelu standardních výkupních cen korigovaných ztrátami
a byla v sítích vn 1,13 Kč/kWh a sítích nn 1,20 Kč/kWh.
Pro podporu obnovitelných zdrojů sloužil „Státní program na podporu úspor energie a využití obnovitelných zdrojů energie“. Tento program byl a je legislativně zakotven v podobě konkrétního programu na daný rok.
Podle usnesení vlády z prosince 1998 měl státní rozpočet pro rok 2000 vyčlenit pro účely programu částku o objemu 0,1 %
hrubého domácího produktu, tj. asi 1,9 mld. Kč. Podobné usnesení vlády bylo i v následujícím roce, ale k naplnění těchto usnesení nedošlo.
1. 3.
Současná legislativa
Využívání obnovitelných zdrojů obecně a výroba elektřiny z nich jsou v České republice v současnosti upraveny ve dvou
obecnějších zákonech – v zákoně č. 458/2000 Sb. (energetický zákon) a v zákoně č. 406/2000 Sb. (o hospodaření energií)
– a v řadě podzákonných norem (vyhlášky, cenová rozhodnutí, usnesení vlády).
Zákon č. 458/2000 Sb. – energetický zákon upravuje podmínky následovně:
Obnovitelné zdroje energie jsou v energetickém zákoně definovány jednak věcně v § 2, odst. 2, písm. 12 jako „…zdroje,
jejichž energetický potenciál se trvale a samovolně obnovuje přírodními procesy“ a jednak taxativně pro výrobu elektřiny
v § 31 pro účely zákona jako:
•
•
•
•
•
vodní energie do výkonu výrobny elektřiny 10 MW e,
sluneční energie,
větrná energie,
geotermální energie,
biomasa a bioplyn.
Výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů se týkají následující ustanovení, kterými zákon:
• zprošťuje provozovatele přenosové soustavy (§ 24, odst. 10) a provozovatele distribučních soustav (§ 25, odst. 11) povinnosti zajišťovat všem účastníkům trhu s elektřinou neznevýhodňující podmínky v případě přenosu resp. distribuce
elektřiny z obnovitelných zdrojů,
• zajišťuje výrobcům elektřiny z obnovitelných zdrojů právo k přednostnímu připojení svého zdroje elektřiny k přenosové
soustavě nebo distribučním soustavám za účelem přenosu nebo distribuce (§ 31, odst. 2),
• stanoví provozovatelům distribučních soustav povinnost vykupovat elektřinu z obnovitelných zdrojů (§ 25, odst. 12)
způsobem, stanoveným prováděcím právním předpisem,
• zmocňuje Ministerstvo průmyslu a obchodu k vydání vyhlášky (o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla) podle § 25, odst. 12. (§ 98, odst. 7),
• stanoví, že odchylky výkonu obnovitelných zdrojů elektřiny z důvodu přirozené povahy těchto zdrojů nesmí být důvodem odmítnutí práva k přednostnímu připojení.
Z prováděcích vyhlášek, které byly k tomuto zákonu vydány Ministerstvem průmyslu a obchodu nebo Energetickým regulačním úřadem, se využití obnovitelných zdrojů týká:
• Vyhláška MPO č. 252/2001 o způsobu výkupu elektřiny produkované z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby
elektřiny a tepla.
• Vyhláška ERÚ č. 438/2001, kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice.
Ve vyhlášce Ministerstva průmyslu a obchodu č. 252/2001 Sb. (s novelou 539/2002 Sb.) o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla:
• Ustanovení druhého odstavce § 1 říká, že výkup elektřiny je zajišťován provozovatelem té distribuční soustavy, ke které
je výrobna elektřiny připojena. U výroben připojených k přenosové soustavě je výkup elektřiny prováděn územně příslušným lokálním či regionálním provozovatelem distribuční soustavy.
• Odstavec 2 dále uvádí návod, jak stanovit výkupní cenu elektřiny z obnovitelných zdrojů.
Cena množství elektřiny vyrobené a odebrané z obnovitelných zdrojů se sjednává v souladu s pravidly cenové regulace podle zvláštního právního předpisu (cenový zákon), zohledňujíc snížené poškozování životního prostředí vznikající spalováním
fosilních paliv, s ohledem na druh a velikost výrobního zařízení, kvalitu dodávané elektřiny, místo a způsob připojení k elektrizační soustavě. Tato cena se vztahuje pouze na elektřinu prokazatelně vyrobenou z obnovitelných zdrojů a její zúčtovací
místo se řídí místem provozovatele distribuční soustavy. V případě spalování palivových směsí se uplatnění regulované ceny
vztahuje pouze na poměrnou část odpovídající podílu obnovitelné suroviny v palivu.
17
Vyhláška Energetického regulačního úřadu č. 438/2001 Sb. (s novelou č. 13/2003 Sb.), kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice, říká:
• V § 3, odst. 1, vyhláška vymezuje činnosti s regulovanými cenami v odvětví elektroenergetiky a konstatuje, že od 1. ledna 2002 mezi takové činnosti patří i výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů.
• V § 4, odst. 2, vyhláška stanovuje, že tato regulace se děje formou úředně stanovené ceny jako ceny minimální.
• V § 4, odst. 5, se stanoví, že cena za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny zahrnují mj. i složku související s krytím vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů.
• V § 5, odst. 1 , se konstatuje, že minimální výkupní ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů stanovuje ERÚ v souladu
se způsoby uvedenými ve vyhlášce č. 252/2001 Sb.
• Paragraf 7 upravuje kompenzaci vícenákladů spojených s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů odkazem
na přílohu č. 6. V této příloze se upravuje postup při stanovení příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným
zákazníkům. Jeho výše se stanovuje jako rozdíl mezi individuální nákupní cenou elektřiny v dané distribuční soustavě
a celostátně jednotnou minimální výkupní cenou.
Klíčovým dokumentem pro podporu obnovitelných zdrojů je Cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu,
v konkrétním případě č. 1/2003, kterým se stanovují ceny elektřiny a souvisejících služeb s účinností od 1. 1. 2003.
Podle tohoto cenového rozhodnutí platí pro elektřinu dodanou výrobci elektřiny z obnovitelných zdrojů do distribuční soustavy tyto minimální výkupní ceny (ceny neobsahují daň z přidané hodnoty 22 %).
Druh obnovitelného zdroje
Minimální výkupní
cena [Kč/kWh]
MVE
1,50
3,00
Spalování biomasy
2,50
Spalování bioplynu
2,50
Využití geotermální energie
3,00
Využití slunečního záření
6,00
Pro měření a účtování dodávky elektrické energie (kWh) z malých vodních elektráren mohou být stanovena dvoutarifní pásma vysokého (VT) a nízkého (NT) tarifu. Cenu v pásmu VT a NT stanovuje provozovatel distribuční soustavy tak, aby byla
dodržena vážená průměrná cena.
Pro zdroje, které dodávají do regionální distribuční nebo přenosové soustavy méně než 30 % celkové vyrobené energie
za rok, se minimální výkupní cena snižuje o 50 %.
Minimální výkupní cena elektřiny je kromě zdrojů spalujících biomasu nebo bioplyn uplatňována za celkové skutečně vykázané množství elektřiny v kalendářním měsíci. U zařízení spalujících biomasu nebo bioplyn je tomu tak pouze tehdy, pokud
toto množství je větší než sjednané množství o méně než 5 %, nebo menší o méně než 15 %. V opačném případě se snižuje
minimální výkupní cena za vykázané množství elektřiny na 2 Kč/kWh.
Zákon č. 406/2000 Sb., o hospodaření energií
Vytváří zejména předpoklady k hospodárnému využívání energie a k ochraně životního prostředí. Zákon legalizuje ”Národní
program hospodárného nakládání s energií a využívání jejích obnovitelných a druhotných zdrojů”, který se stává dokumentem vyjadřujícím cíle směřující ke snižování spotřeby energie, využití obnovitelných a druhotných zdrojů v souladu s hospodářskými a společenskými potřebami podle zásady trvale udržitelného rozvoje a ochrany životního prostředí.
Návrh Programu zpracovává na čtyřleté období Ministerstvo průmyslu a obchodu v dohodě s Ministerstvem životního prostředí a při tom vychází ze schválené Státní energetické koncepce a z podkladů, které obdrží od ústředních orgánů státní
správy, a předkládá jej ke schválení vládě. K uskutečnění Programu mohou být poskytovány dotace ze státního rozpočtu
na energeticky úsporná opatření. Národní program byl schválen usnesením vlády České republiky č. 1079 z 22. 10. 2001.
„Státní program na podporu úspor energie a využití obnovitelných a druhotných zdrojů energie“ naplňuje ”Národní program
hospodárného nakládání s energií a využívání jejích obnovitelných a druhotných zdrojů“ a je v souladu se Státní politikou
životního prostředí České republiky.
Koncepci Státního programu na podporu úspor energie a využití obnovitelných a druhotných zdrojů energie na příslušný
rok schvaluje vláda (Program pro rok 2003 na základě Usnesení vlády České republiky č. 1083 ze 6. listopadu 2002) a financování programu je kryto z prostředků uvolněných ze státního rozpočtu – prostředků SFŽP.
18
1. 4.
Fiskální opatření podporující využití obnovitelných zdrojů energie
Podle zákona č. 586/1992 Sb. o daních z příjmů jsou od daně z příjmu osvobozeny:
• příjmy z provozu:
MVE do výkonu 1 MW e,
větrných elektráren,
solárních zařízení,
zařízení na výrobu a energetické využití bioplynu a dřevoplynu,
zařízení na jiné způsoby výroby elektřiny nebo tepla z biomasy,
zařízení na využití geotermální energie,
a to v kalendářním roce, v němž byly poprvé uvedeny do provozu, a v bezprostředně následujících pěti letech,
• dotace ze státního rozpočtu, z rozpočtu měst, obcí, vyšších územních samosprávných celků, státních fondů, z přidělených grantů nebo příspěvek ze státního rozpočtu na pořízení hmotného investičního majetku, na jeho technické
zhodnocení, s výjimkou dotací a příspěvků, které jsou účtovány do příjmů (výnosů) podle zvláštního právního předpisu
(zákon č. 563/1991 Sb.).
U DPH současná legislativa prakticky zlikvidovala snížené 5% sazby DPH pro některé komodity z oboru obnovitelných
zdrojů a uvalila na ně 22% sazbu.
1. 5.
Současný stav – shrnutí
Hlavní zásady současného stavu podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů v České republice můžeme shrnout do následujících bodů:
1. Výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů má právo k přednostnímu připojení svého zdroje elektřiny k přenosové nebo
distribuční soustavě.
2. Provozovatel distribuční soustavy, ke které je výrobní zařízení připojeno, je povinen vykoupit elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů za stanovenou minimální výkupní cenu.
3. Zvýšené náklady, vzniklé povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů, se promítnou do ceny za distribuci elektřiny.
4. Minimální výkupní cena elektřiny z obnovitelných zdrojů je stanovena cenovým rozhodnutím Energetického regulačního
úřadu jako minimální výkupní cena.
Hlavní nevýhody současného stavu:
• Po právní stránce je současné legislativní úpravě v některých výkladech vytýkáno to, že Energetický zákon ve svém § 17
v odstavci 3 vymezuje působnost Energetického regulačního úřadu slovy „podpora hospodářské soutěže a ochrana
zájmu spotřebitelů v těch oblastech energetických odvětví, kde není možná konkurence, s cílem uspokojení všech přiměřených požadavků na dodávku energií“. Jestliže ve stejném paragrafu v odstavci 6, písmeno e) je Energetickému
regulačnímu úřadu svěřena pravomoc regulovat ceny, lze dovodit, že tak může činit pouze v rámci své působnosti,
tj. s cílem podpořit hospodářskou soutěž a ochránit zájmy spotřebitelů, nikoliv však v zájmu prosazení energetické,
environmentální či jakékoliv jiné politiky státu.
• Z liberálního pohledu je současné právní úpravě vytýkáno, že není možné uložit nějakému subjektu povinnost vykupovat
elektřinu na liberalizovaném trhu, aniž mu je zajištěna možnost takto nakoupenou elektřinu prodat. Tato skutečnost
je někdy vykládána jako nesystémové opatření, které může vést k diskriminaci některých účastníků trhu. V současné době má provozovatel distribuční soustavy zajištěn „odbyt“ takto povinně nakoupené elektřiny pouze dodávkami
pro chráněné zákazníky. S postupným zanikáním kategorie chráněných zákazníků však mohou vznikat problémy s prodejem takto nakoupené elektřiny.
Největší problém současného systému je nejistota pro investory, protože při stanovení minimálních výkupních cen není
zaručeno, jak dlouho budou takto stanovené ceny platit. Nejistota o budoucím vývoji podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů má samozřejmě negativní dopad na hodnocení investorských rizik a tím i na výstavbu nových zdrojů.
19
1. 6.
Formy podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
Ve světě existuje celá řada způsobů a postupů, kterými jednotlivé státy podporují výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů.
Můžeme je rozdělit do dvou základních myšlenkových schémat či podpůrných systémů:
• Podpůrný systém garantovaných cen.
• Podpůrný systém povinných kvót.
Systém garantovaných cen (feed-in tariff)
Systém garantovaných výkupních cen původně vznikl na monopolních trzích, kde existuje monopolní obchodník, který má
exkluzivní právo prodávat elektřinu v daném regionu. Takovému obchodníkovi je možné stanovit povinnost vykupovat elektřinu za stanovené ceny a umožnit mu, aby zvýšené náklady na nákup elektřiny z obnovitelných zdrojů rovnoměrně rozdělil
mezi konečné odběratele ve svém regionu.
Na liberalizovaných trzích však vznikají problémy. Zde již neexistuje jeden regionálně příslušný obchodník, nýbrž celá řada
obchodníků, se stejnými právy a povinnostmi. Vzniká přirozená otázka, kterého znevýhodnit a zatížit povinností výkupu.
Stávající úprava v České republice ukládá tuto povinnost výkupu distributorovi. Ten v budoucnosti nebude obchodníkem.
Aby mohl provádět povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů, musel by buď mít licenci na obchod nebo pověřit prováděním tohoto obchodu nějakou jinou, příslušně vybavenou společnost. Nicméně prodej elektřiny na liberalizovaném trhu
je předmětem konkurence a tak ani distributorovi ani jím pověřené společnosti nelze zajistit dostatek zákazníků, kteří by
povinně vykoupenou elektřinu od něho dále kupovali.
Dalším problémem je zajistit, aby zvýšené náklady na výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů byly rovnoměrně rozděleny
na všechny konečné uživatele, bez ohledu na to, ke které distribuční soustavě jsou připojeni. To dnešní systém zaručuje.
Systém garantovaných výkupních cen lze různými způsoby modifikovat. Místo pevných výkupních cen je možné stanovit
pro výrobce elektřiny příplatek k tržní ceně za prodanou elektřinu z obnovitelných zdrojů. Příplatek může být stanoven absolutní částkou k tržní ceně elektřiny nebo podílem z průměrné prodejní ceny, apod.
Systém povinných kvót (Quota system)
Nutnost zajistit všem účastníkům trhu s elektřinou nediskriminované postavení znamená, že další povinnosti (např. povinnost výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů) je možno uvalit nikoliv pouze na vybrané účastníky trhu, ale pouze na jejich
celé skupiny (např. na výrobce, obchodníky, zákazníky).
Systém povinných kvót vychází z myšlenky uložit povinnost vykupovat elektřinu z obnovitelných zdrojů celé skupině účastníků trhu, např. dodavatelům elektřiny (obchodníkům, kteří dodávají elektřinu konečným odběratelům). Protože počet těchto
subjektů může být velmi vysoký, byl by však i příliš složitý a nákladný vyrovnávací mechanismus, který by zajišťoval rovnoměrné rozdělení zvýšených nákladů na nákup povinně vykoupené elektřiny mezi odběratele.
Ukázalo se výhodnější předepsat každému z dodavatelů (obchodníci, kteří prodávají konečným zákazníkům), jaké množství
Skladba průměrné ceny elektřiny pro chráněné zákazníky v ČR (rok 2003)
průměrné cena je 2,68 Kč/kWh
20
energie z obnovitelných zdrojů musí vykoupit, přesněji řečeno, jaký musí být podíl elektřiny z obnovitelných zdrojů na celkovém množství jím dodané elektřiny (povinná kvóta).
Myšlenka umožnit obchod s takovými povinnými kvótami je dalším tržně konformním opatřením – tak vznikají tzv. obchodovatelné kvóty, známější pod názvem obchodovatelné certifikáty. Princip obchodovatelných certifikátů lze popsat v několika
následujících bodech:
1. Je stanovena minimální kvóta (podíl elektřiny z obnovitelných zdrojů na celkovém množství elektřiny.
2. Je stanovena povinnost dodržet minimální kvótu pro určitou skupinu účastníků trhu s elektřinou (dodavatelé, obchodníci, provozovatelé sítí, koneční odběratelé).
3. Výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů obdrží za výrobu elektřiny certifikáty, jejichž počet odpovídá množství takto
vyrobené elektřiny.
4. S certifikáty je možno volně obchodovat.
Obvykle budou výrobci elektřiny z obnovitelných zdrojů prodávat certifikáty svým odběratelům silové elektřiny. Výrobci tak
budou tak mít dva druhy příjmů – příjmy z prodeje elektřiny a příjmy z prodeje certifikátů. V obou případech se bude jednat
o prodej za tržní cenu – v prvním případě za tržní cenu elektřiny a ve druhém případě za tržní cenu certifikátů. Účastníci
trhu, kteří jsou povinni dodržovat minimální kvótu totiž nemusí kupovat přímo elektřinu z obnovitelných zdrojů a potřebné
množství certifikátů mohou získat právě obchodem s těmito certifikáty. Tím se vytvoří trh s certifikáty, na kterém budou nabízet ti účastníci trhu, kteří mají více certifikátů, než je stanovená povinnost, a poptávat ti účastníci trhu s elektřinou, kterým
certifikáty chybí.
Jako výhoda tohoto systému je uváděna nejen jeho konformita s liberalizovaný trhem, ale také jeho flexibilita. Je možno jej
nastavovat a přizpůsobovat nejrůznějším podmínkám a potřebám. Systém umožňuje:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
stanovit velikost minimální kvóty; tím je možno v jistých mezích regulovat míru využívání obnovitelných zdrojů,
stanovit sankce za nedodržení minimální kvóty; tím je prakticky dána maximální cena certifikátů,
stanovit skupinu účastníků trhu, která je povinna dodržet minimální kvótu,
regulovat cenu certifikátů (např. minimální cenou),
stanovit zvláštní kvóty pro různé druhy obnovitelných zdrojů,
kombinovat certifikáty z obnovitelných zdrojů s certifikáty z jiných podporovaných zdrojů (kogenerace) nebo s certifikáty za úsporu emisí,
rozhodnout o započítávání dovážené resp. vyvážené elektřiny z obnovitelných zdrojů,
stanovit daňové úlevy místo povinné kvóty,
stanovit další pravidla pro nakládání s certifikáty,
stanovit časové období pro kontrolu stanovené kvóty (čtvrtletí, rok, apod.),
stanovit délku platnosti certifikátů,
půjčování certifikátů z roku na rok.
Administrace systému obchodovatelných certifikátů je náročnější a nákladnější záležitostí než v případě garantovaných
výkupních cen.
Současný podíl obnovitelných zdrojů na hrubé spotřebě primárních energetických zdrojů
21
2. Stav podpory obnovitelných zdrojů ve členských státech Evropské unie
Rakousko
Rakouská vláda zavedla v roce 1996 energetickou daň na elektřinu € 0,003/kWh a plyn € 0,0435/m 3 (plus 20% DPH),
ze které se částečně podporuje výstavba zařízení, využívajících obnovitelné zdroje v jednotlivých zemích.
Podíl obnovitelných zdrojů na celkové spotřebě energie dosahuje 24,3 %. Vodní elektrárny pokrývají asi 69 % z celkové
spotřeby elektřiny. Cílem stanoveným pro rok 2007 je zvýšení výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů ze současných
71 na 78 %. Přitom podíl výroby elektřiny na velkých vodních elektrárnách zůstane přibližně stejný (62 %). Výroba elektřiny
na malých vodních elektrárnách nepatrně vzroste (v Rakousku je 4500 instalací MVE). Hlavní nárůst se očekává při výrobě
elektřiny ve větrných elektrárnách a z biomasy (ze současných 0,7 na 4 %). Další 3 % budou pocházet z výroby elektrické
energie z bioplynu.
V roce 2000 byly přijaty změny a doplňky energetického zákona EIWOG, jejichž výsledkem je 100% otevření trhu s elektrickou energií od října 2001. Z hlediska využití obnovitelných zdrojů je v EIWOG nejdůležitější povinnost výkupu elektřiny
z tzv. eko-elektráren připojených na distribuční systémy za regulované ceny. Nové podíly vykoupené elektřiny z eko-elektráren na celkovém množství elektřiny dodané konečným spotřebitelům se mají zvyšovat podle následujícího schématu:
•
•
•
•
alespoň
alespoň
alespoň
alespoň
1%
2%
3%
4%
k
k
k
k
1.
1.
1.
1.
říjnu
říjnu
říjnu
říjnu
2001
2003
2005
2007
Zemské vlády uvalují na operátory distribučních soustav poplatek v případě nedosažení stanovené hranice. EIWOG 2000
vytvořil nové schéma obchodování se „zelenými certifikáty“, podle kterého se mělo dosáhnout, že dodavatelé elektřiny mají
8 % z celkového dodávaného množství pokryto elektřinou vyrobenou v malých vodních elektrárnách (výkon do 10 MW).
S certifikáty se mělo obchodovat na elektronickém trhu, který zabezpečuje Elektrizitäts–Control GmbH.
Prodaná elektřina je na účtu zhotoveném pro konečné zákazníky rozdělena podle podílu jednotlivých zdrojů (eko-elektřina,
vodní, ze zemního plynu, atd.).
Dne 10. července 2002 byl přijat zákon 149/2002 „Ökostromgesetz“, který vstoupil v platnost od 1. 1. 2003.
Základní aspekty nového zákona
Jednotné tarify za dodávky elektřiny z obnovitelných zdrojů (dříve tarify určovaly jednotlivé spolkové země). Povinnost odběru je stanovena u těch instalací, které dodávají elektřinu nejméně v průběhu tří měsíců. Tarif za odběr elektřiny je určen
na základě konsensu mezi ministerstvem hospodářství a devíti spolkovými zeměmi. Systém „obchodovatelných certifikátů“
malých vodních elektráren zkrachoval a byl nahrazen povinností výkupu prostřednictvím bilanční skupiny. Povinnost výkupu
má v každé regulační zóně (Rakousko má tři regulační zóny) bilanční skupina vytvořená hlavním dispečerem zóny. Tato skupina přiděluje nakoupenou elektřinu na základě plánu dodávek jednotlivým obchodníkům s elektřinou. Za takto přidělenou
elektrickou energii platí obchodníci fixní cenu 4,5 €c/kWh bilanční skupině. Na pokrytí těchto nákladů se předpokládá
zvýšení poplatku za použití sítě. Výška tarifu za vykoupenou elektrickou energie z obnovitelných zdrojů se určuje na základě výrobních nákladů a musí podpořit dosažení cíle navýšení výroby z obnovitelných zdrojů, které je zakotveno v zákoně.
Přitom jsou rozdíly u tarifů mezi starými a novými instalacemi (po 1. 1. 2003). Tarify jsou garantovány nejméně na 13 let.
Dosavadní tarify stanovené jednotlivými zeměmi platí i nadále u starých instalací. Cílové množství elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů v roce 2007 podle energetického zákona (EIWOG) zůstává zachováno.
Belgie
Nový energetický zákon stanovuje a zaručuje na federální úrovni minimální (pevné) výkupní ceny jednotlivých OZE.
Dánsko
Podle energetického zákona mají výrobci elektřiny z obnovitelných zdrojů zaručen výkup své produkce. V uplynulých čtyřech letech se Dánsko snažilo zrealizovat kvótový model s obchodovatelnými certifikáty, ale záměr se nezdařil.
V době minulé vlády se počítalo s tím, že 50 % spotřeby elektrické energie v Dánsku bude do roku 2030 pokryto výrobou
z obnovitelných zdrojů. Většina elektrické energie měla pocházet z větrných farem instalovaných v Severním moři (v roce 2030 se předpokládala kapacita větrných farem instalovaných v moři 4000 MW).
Dalšími rozvojovými programy v Dánsku je využití biomasy a geotermální energie. V letech 1997 a 2000 došlo k upřesnění
programu s tím, že do roku 2005 má energie vyrobená z biomasy pokrýt 10 % celkové spotřeby energie. Plán předpokládá,
že do konce roku 2003 budou postaveny 2 až 3 velké teplárny spalující biomasu.
22
Finsko
Ve Finsku provozují systém daňových úlev a silnou investiční podporu, která se zkoumá případ od případu. Například
pro větrné elektrárny je typická podpora 40 %.
Francie
Nový zákon pro elektřinu z obnovitelných zdrojů zakotvil pevné výkupní ceny.
Německo
Tato země je školním případem použití systému povinného výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů za pevné výkupní ceny.
Počátkem roku 2000 byl přijat nový zákon pro obnovitelné zdroje stanovující povinnost výkupu a výkupní ceny elektřiny.
Provozovatel distribuční sítě je povinen vykoupit elektřinu z obnovitelných zdrojů za pevnou, celostátně stanovenou cenu.
Velmi široký je program pro vyšší využití větrné energie. Investoři si mohou odečíst investiční výdaje z daňového základu.
Využití obnovitelných zdrojů je podporováno z prostředků jednotlivých spolkových zemí, poskytují se nízkoúročené půjčky
na výstavbu obnovitelných zdrojů energie. Ozývají se však i hlasy proti větrné energii.
V poslední době jsou uváděny ekonomické analýzy, které doporučují podporovat významně instalaci efektivních větrných
farem, zjm. při mořském pobřeží a minimalizovat plošnou výstavbu větrných elektráren ve vnitrozemí, kde je k dispozici
pouze průměrný až podprůměrný větrný potenciál.
Řecko
Zaběhnutý systém kombinuje pevné výkupní tarify s mohutnou investiční podporou (30–50 %) rozpočtu investice.
Irsko
Irsko doposud aplikuje model nabídkových systémů s následnými pevnými výkupními cenami.
Itálie
Od roku 2003 aplikují systém zelených certifikátů, který se vztahuje na výrobce elektřiny, tzn., že každý výrobce elektřiny
musí mít určené procento elektřiny z obnovitelných zdrojů. Pro certifikáty jsou vyhlášeny minimální ceny (8,42 €c/kWh).
S praktickou realizací jsou problémy.
Nizozemí
Od 1. 4. 2003 jsou zavedeny pevné výkupní ceny. V Nizozemí navíc funguje mohutná daňová podpora.
Portugalsko
Hlavním podpůrným nástrojem je investiční podpora (podle programu se poskytují na výstavbu obnovitelných zdrojů granty
až do výše 50 % investičních nákladů a bezúročné půjčky až do výše 60 % investic), kombinovaná se systémem pevných
výkupních cen.
Současné průměrné výkupní ceny v Portugalsku
Obnovitelný zdroj
vítr
MVE
průměrná cena Kč/kWh
1,33–2,58
2,23
fotovoltaika < 5kW
12,70
fotovoltaika > 5kW
6,94
23
Španělsko
Španělsko volilo systém pevných výkupních cen jako hlavní podpůrný mechanizmus pro elektřinu z obnovitelných zdrojů.
Energetický zákon 54/1997 a následné Královské dekrety zakotvily dva podpůrné systémy: normální a speciální.
1. „Normální systém“ zaručuje tři základní garance:
• právo připojení do sítě,
• standardní smlouvu na 5 let s vlastníkem sítí,
• jistou pravidelně revidovanou cenu za kWh.
Aktuální ceny z tohoto systému, který je preferován investory, jsou v níže uvedené tabulce.
2. „Speciální systém“ (nazývaný také systém pevného příplatku, nebo prémiového příplatku) nabízí cenu, která je složená
ze dvou položek:
• z ceny silové elektřiny na poolu, která se promítá měsíčním průměrem (v r. 2002 byl průměr 3,8 €c/kWh),
• prémiového příplatku odvislého od použité technologie a stanovovaného každoročně vládou.
Aktuální ceny z tohoto systému jsou v níže uvedené tabulce.
Prémii vyplácí přímo distributoři, kterým výrobci z obnovitelných zdrojů elektřinu dodávají, a tito distributoři obdrží odpovídající částku od Národní energetické komise (CME). Prémie je zákonem považována za náklad poplatný diverzifikaci výroby
a zajištěnosti bezpečnosti dodávek elektřiny a proto jsou tyto prémie všemi spotřebiteli placeny jako výdaje na systém.
Porovnání systémů v roce 2002
Kč/kWh
systém
„pevné výkupní ceny“
celkem v systému
„prémiový příplatek“
vítr
1,97
2,13
MVE
2,00
2,16
energetické rostliny
1,94
2,09
ostatní biomasa
1,88
2,03
fotovolt. < 5kW
12,40
12,66
fotovolt. > 5kW
6,68
6,93
ostatní
2,00
2,16
Švédsko
Od 1. 5. 2003 byl zaveden kvótový model s obchodovatelnými certifikáty. Praktické zkušenosti zatím nejsou známy.
Spojené Království
Známý nabídkový systém NFFO byl v roce 2002 změněn na systém s obchodovatelnými certifikáty.
Součástí současné politiky podpory jsou „Renewable Obligation Certificates“. Tyto certifikáty získají společnosti, které vybudují nové obnovitelné zdroje. Výchozí cena byla 1 530 Kč/MWh.
Druhým klíčovým instrumentem a zdrojem financí jsou „Climate Change Levy“. Tyto poplatky jsou dnes následující:
• LPG
• plyn a uhlí
• elektřina
0,36 Kč/kWh
0,69 Kč/kWh
2,16 Kč/kWh
Výrobci z obnovitelných zdrojů získávají za svoji výrobu osvobození od těchto poplatků „Levy Exemption Certificates“. Tyto
certifikáty jsou distribuovány s prodejem silové elektřiny, jsou obchodovány a v konečné fázi jsou použity pro daňové odpočty. Na méně lukrativní výroby (fotovoltaika, energoplodiny) jsou poskytovány granty.
24
3. Budoucí česká legislativa
Současný legislativní plán vlády má ve svém programu předložení návrhu zákona o podpoře energií z obnovitelných zdrojů
s datumem předložení prosinec 2003 a s předpokládanou účinností od 1. 5. 2004. Tento zákon bude zejména implementovat požadavky Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2001/77/EC o podpoře elektřiny z obnovitelných zdrojů v podmínkách jednotného trhu s elektřinou.
Obecně pro Směrnice Evropského parlamentu a Rady platí, že je závazná pro členské státy. O zajištění výsledku, kterého
má být dosaženo, o formě a prostředcích transformace Směrnice do národního právního řádu členského státu rozhodují
orgány patřičného státu. K její transformaci se vyžaduje vydání právního předpisu členského státu, popř. opatření orgánu
tohoto státu. Avšak podle stálé judikatury Soudního dvora má Směrnice i před její transformací do národního právního řádu
za určitých podmínek přímé účinky v daném státu.
Požadavky na implementaci Směrnice 01/77/EC do české legislativy, je možno shrnout do následujících bodů:
1. Definovat účel, smysl, resp. i poslání zákona.
2. Definovat obnovitelné zdroje a s tím související pojmy.
3. Navrhnout národní indikativní cíle pro výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů energie k roku 2010.
4. Vytvořit takové podpůrné schéma pro výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů energie, které zajistí dosažení národních
indikativních cílů.
5. Popsat a zabezpečit proces certifikace elektřiny z obnovitelných zdrojů energie.
6. Stanovit způsob, jakým budou zjednodušovány správní postupy povolovacích řízení pro výrobní zařízení vyrábějící
elektřinu z obnovitelných zdrojů energie tak, jak je vyžadováno v článku 6 Směrnice.
7. Stanovit pravidla rozdělení nákladů na připojení zařízení, vyrábějících elektřinu z obnovitelných zdrojů, do sítě.
Zákon bude upravovat způsob podpory využití obnovitelných zdrojů elektřiny, tepelné energie a výkon státní správy při podpoře využívání obnovitelných zdrojů energie. Stanoví práva a povinnosti fyzických a právnických osob s tím spojené.
Účelem zákona je urychlit využití obnovitelných energetických zdrojů a zajistit vyšší podíl obnovitelných zdrojů energie
na celkové spotřebě elektrické a tepelné energie v souladu s cíli Evropské Unie. Účelem zákona je přispět k šetrnému využívání přírodních zdrojů a k trvale udržitelnému rozvoji.
Cíle zákona:
1. Zvýšit podíl výroby elektřiny v zařízeních na bázi obnovitelných energetických zdrojů na hrubé spotřebě elektřiny v takovém rozsahu, aby v roce 2010 byla v České republice dosažena cílová hodnota 8 %.
2. Zvýšit podíl obnovitelných energetických zdrojů na primární spotřebě energetických zdrojů v takovém rozsahu, aby v roce 2010 byla v České republice dosažena cílová hodnota 6 %.
3. Přispět snížením emisí skleníkových plynů k ochraně klimatu.
4. Přispět snížením emisí ostatních škodlivin do prostředí k ochraně životního prostředí.
5. Přispět ke snížení závislosti na dovozu energetických surovin.
6. Přispět ke zvýšení diverzifikace a decentralizace zdrojů energie a tím ke zvýšení bezpečnosti dodávek energie.
7. Přispět ke zvýšení podnikatelské jistoty investic do obnovitelných zdrojů energie.
8. Podpořit vytvoření institucionálních podmínek pro zavádění nových technologií a k jejich proniknutí na trh jak v tuzemsku tak v zahraničí.
9. Využíváním biomasy přispět k péči o krajinu.
10. Podporou využívání obnovitelných zdrojů energie přispět k vyšší zaměstnanosti v regionech.
3. 1.
Definice základních pojmů
Pro účely zákona se rozumí:
• obnovitelnými zdroji energie obnovitelné nefosilní zdroje energie (větrná energie, sluneční energie, energie okolního
prostředí zejména geotermální energie, energie vody a biomasa),
• biomasou biologicky rozložitelná část výrobků, odpadů a zbytků ze zemědělství (včetně rostlinných a živočišných
látek), lesnictví a souvisejících průmyslových odvětví, a rovněž biologicky rozložitelná část průmyslového a komunálního odpadu,
• elektřinou vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie elektřina vyrobená v zařízeních, která využívají pouze obnovitelné zdroje energie a část elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů energie v hybridních zařízeních, která využívají
i neobnovitelné zdroje energie, a to včetně obnovitelné elektrické energie používané k doplnění akumulačních systémů,
ale s výjimkou elektrické energie vyrobené jako výsledek těchto akumulačních systémů,
• spotřebou elektřiny tuzemská výroba elektřiny, včetně výroby elektřiny samovýrobci, s připočtením dovozů a odečtením vývozů (hrubá tuzemská spotřeba elektřiny),
• samovýrobcem elektřiny fyzická nebo právnická osoba vyrábějící elektřinu pro její vlastní užití ke své další výrobní
či režijní činnosti,
• tepelnou energií vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie tepelná energie vyrobená v zařízeních, která využívají
pouze obnovitelné zdroje energie a část tepelné energie vyrobené z obnovitelných zdrojů energie v hybridních zařízeních, která využívají i neobnovitelné zdroje energie,
25
• tuzemskou spotřebou primárních energetických zdrojů (TSPEZ) pořízení primární energie v tuzemsku, s připočtením dovozů a odečtením vývozů a se započtením změny v zásobách energie,
• novým zdrojem i rekonstrukce stávajícího zdroje, která vede ke zvýšení výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů.
Předmět podpory
Předmětem podpory jsou pro účely zákona technologie sloužící k využití obnovitelných energetických zdrojů. Jedná se o:
•
•
•
•
•
vodní elektrárny do celkového instalovaného výkonu výrobny 10 MW e,
větrné elektrárny,
geotermální elektrárny a výtopny, tepelná čerpadla,
kolektory slunečního záření, fotovoltaické systémy, solárně termické elektrárny,
zařízení využívající jako energetický zdroj biomasu – definice biomasy bude předmětem prováděcího právního předpisu
(vyhláška Ministerstva životního prostředí).
Výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů
rok 2000
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
�
��
ČR
Podíl výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
26
3. 2.
Národní indikativní cíl výroby elektrické energie z obnovitelných zdrojů energie
Indikativní ukazatel (definice dle Směrnice 01/77/EC) podílu elektrické energie vyrobené z obnovitelných zdrojů energie
na hrubé spotřebě elektrické energie pro Českou republiku je 8 % v roce 2010.Směrnice 01/77/EC v článku 3, odstavec
4, stanovuje globální indikativní cíl Evropské Unie ve výši 21% podílu elektrické energie, vyrobené z obnovitelných zdrojů
energie na celkové spotřebě elektrické energie ve Společenství do roku 2010.
Referenční hodnoty indikativních cílů členských států pro podíly elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů
na hrubé spotřebě elektřiny (E) k roku 2010
Země
OZE – E TWh
OZE – E %
OZE – E %
stávající země 1997
přistupující 1999
stávající země 1997
přistupující 1999
2010
Belgie
0,86
1,1
6
Česká republika
2,36
3,8
8
Dánsko
3,21
8,7
29
Německo
24,91
4,5
12,5
Estonsko
0,02
0,2
5,1
Řecko
3,94
8,6
20,1
Španělsko
37,15
19,9
29,4
Francie
66
15
21
Irsko
0,84
Itálie
46,46
3,6
16
13,2
25
Kypr
0,002
Lotyšsko
2,76
42,4
49,3
Litva
0,33
3,3
7
Lucembursko
0,14
2,1
5,7
Maďarsko
0,22
0,7
3,6
Malta
0
0
5
Nizozemsko
3,45
3,5
9
Rakousko
Polsko
39,05
2,35
Portugalsko
14,3
0,05
70
1,6
6
78,1
7,5
38,5
39
Slovinsko
3,66
29,9
33,6
Slovensko
5,09
17,9
31
Finsko
19,03
24,7
31,5
Švédsko
72,03
49,1
60
7,04
1,7
10
12,9
21
Spojené království
Společenství
355,2
Indikativní ukazatel pro Českou republiku je stanoven v souladu s dokumenty přijatými Českou republikou při podpisu
smlouvy o přistoupení k Evropské unii.
3. 3.
Národní indikativní cíl užití obnovitelných zdrojů energie
Indikativní ukazatel podílu spotřeby obnovitelných zdrojů energie na tuzemské spotřebě primárních energetických zdrojů
pro Českou republiku je 6,8 % v roce 2010.
27
Evropská unie si v Bílé knize (Energie pro budoucnost – obnovitelné zdroje energie) stanovila cíl zdvojnásobit podíl obnovitelných zdrojů na primární energetické spotřebě ze 6 na 12 % v roce 2010.
Navrhovaná výše indikativního ukazatele je v souladu s národním indikativním ukazatelem pro výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů a předpokládá se i podstatné zvýšení výroby tepla z obnovitelných zdrojů, zejména z biomasy. Expertní ocenění
možného naplnění indikativního cíle České republiky k roku 2010 je uvedeno v tabulkách.
Obnovitelné energetické zdroje ČR – stav 2000
OZE
Celková hrubá spotřeba
elektřiny z OZE
Celková spotřeba
energie z OZE
%
PJ
1
0,0
0,0
1
0,0
1
0
0,0
680
1,1
2,4
680
2,4
680
58
2,4
1 165
1,8
4,2
1 165
4,2
1 165
100
4,2
200
0,3
0,7
200
0,7
1 000*
86
3,6
geotermální elektřina
0
0,0
0,0
0
0,0
0
0
0,0
fotovoltaika
0
0,0
0,0
0
0,0
0
0
0,0
5 866
21,1
5 866
504
21,1
31
0,1
38**
3
0,1
solární teplo
100
0,4
100
9
0,4
biopaliva motorová
639
2,3
639
55
2,3
8 682
31
9 490
816
34
GWh
vítr
MVE
velké VE
biomasa elektřina
biomasa teplo
teplo prostředí
celkem OZE
celkem spotřeba energie
podíl OZE %
2 046
7,4
GWh
PJ
Celková tuzemská spotřeba
primární energie z OZE
GWh
ktoe
PJ
63 450
1672
3,2
2,0
* účinnost termického cyklu 20 %, ** korekce – zahrnutí energie potřebné k využití tepla prostředí
Obnovitelné energetické zdroje ČR – předpoklad r. 2010
OZE
Celková hrubá spotřeba
elektřiny z OZE
GWh
Celková spotřeba
energie z OZE
%
PJ
930
1,4
3,3
930
3,3
930
80
3,3
MVE
1 120
1,6
4,0
1 120
4,0
1 120
96
4,0
velké VE
1 165
1,7
4,2
1 165
4,2
1 165
100
4,2
biomasa elektřina
2 200
3,2
7,9
2 200
7,9
8 800*
757
31,7
geotermální elektřina
15
0,0
0,1
15
0,1
100
9
0,4
fotovoltaika
15
0,0
0,1
15
0,1
15
1
0,1
biomasa teplo
15 373
55,3
15 373
1 322
55,4
teplo prostředí
2 002
7,2
2 502**
215
9,0
612
2,2
612
53
2,2
2 558
9,2
2 558
220
9,2
25 989
94
33 175
2 853
119
vítr
solární teplo
biopaliva motorová
celkem OZE
celkem spotřeba energie
podíl %
5 445
19,6
GWh
PJ
Celková tuzemská spotřeba
primární energie z OZE
GWh
PJ
68 000
1750
8,0
6,8
*účinnost termického cyklu 25 %, ** korekce – zahrnutí energie potřebné k využití tepla prostředí
28
ktoe
3. 4.
Podpůrné schéma pro podporu výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
Návrh předpokládá do plného otevření trhu s elektřinou:
• Zachování ustanovení Energetického zákona o právu na přednostní připojení zdrojů vyrábějících elektřinu z obnovitelných zdrojů energie k přenosové soustavě nebo distribučním soustavám – § 31, odst. 2) a rovněž zachovat ustanovení
o tom, že odchylky výkonu obnovitelných zdrojů elektřiny z důvodu přirozené povahy těchto zdrojů nesmí být důvodem
odmítnutí práva na přednostní připojení – § 31, odst. 3).
• Zachování ustanovení Energetického zákona o právu na přednostní přenos elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů
přenosovou soustavou – § 24, odst. 10), písm. e); toto ustanovení se nevztahuje na mezistátní profily.
• Zachování ustanovení Energetického zákona o právu na přednostní distribuci elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů
distribuční soustavou – § 25, odst. 11), písm. d); toto ustanovení se nevztahuje na mezistátní profily.
• Zachování platnosti ustanovení Energetického zákona o povinném výkupu elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů
až do úplného otevření trhu s elektřinou.
• Zavedení systému vydávání záruk původu zdroje elektřiny (certifikace) z obnovitelných zdrojů a to nejpozději
od 1. 1. 2005 (případně od 30. 4. 2004).
• Zmocnění Energetického regulačního úřadu k vydávání a registraci certifikace zdroje na výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů.
• Zmocnění Státní energetické inspekce k provádění kontroly dodržování podmínek stanovených pro certifikaci na výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů a stanovení výše udělovaných pokut pro jednotlivé případy porušení ustanovení
zákona o podpoře obnovitelných zdrojů energie.
Energetický regulační úřad v rámci své pravomoci o regulaci cen (§ 17, odst. 6, písm. e) Energetického zákona) bude stanovovat pro každý rok dopředu minimální výši výkupních cen elektřiny z OZE, a to diferencovaně podle jednotlivých typů
obnovitelných zdrojů. Průměrný výnos z provozu výroben elektřiny podle jednotlivých typů obnovitelných zdrojů podle
tohoto zákona musí umožňovat standardní ekonomickou návratnost projektů na využívání elektřiny z obnovitelných zdrojů
a musí být zachován minimálně po dobu 10 let od uvedení zdroje do provozu.
Dále se navrhuje:
• Uložit Energetickému regulačnímu úřadu povinnost vyhodnocovat a zveřejňovat každoročně podíl výroby elektřiny
z obnovitelných zdrojů energie a podle výsledků vyhodnocení přizpůsobit systém minimálních výkupních cen na další
období tak, aby bylo dosaženo stanoveného národního indikativních ukazatele.
• Uložit Energetickému regulačnímu úřadu zveřejnit propočet očekávaných dopadů systému podpory výroby elektřiny
z obnovitelných zdrojů na cenu elektřiny pro konečné zákazníky.
• Uložit dodavatelům – subjektům dodávajícím elektřinu konečným zákazníkům – povinnost uvádět v informacích poskytovaných konečným zákazníkům (viz Návrh novely Směrnice Evropské unie o vnitřním trhu s elektřinou, článek 3, bod 6)
podíl elektřiny z obnovitelných zdrojů elektřiny na dodávané elektřině.
• Zmocnit Energetický regulační úřad k vydání (novelizaci) vyhlášek, kterými se stanoví podrobnosti o udělování certifikátů původu zdroje a předávání dat z měření skutečně vyrobené elektřiny z obnovitelných zdrojů.
• Pokuty udělené Státní energetickou inspekcí za porušení jiných ustanovení zákona o podpoře obnovitelných zdrojů
jsou příjmem státního rozpočtu – Energetický zákon, § 95, odst. 4.
• Uložit ministerstvu průmyslu a obchodu vyhodnotit systém podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů
do 31. 12. 2005 a předložit návrh zákonné úpravy podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů v plně liberalizovaném trhu s elektřinou, která by jednak respektovala případný jednotně doporučený systém podpory v rámci Evropské
unie a poskytla záruky investorům, že průměrný výnos z provozu zdroje na výrobu elektřiny podle jednotlivých typů
obnovitelných zdrojů, vyplývající z tohoto zákona, bude umožňovat standardní ekonomickou návratnost projektů na využívání výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů a bude zachován minimálně po dobu 10 let od uvedení zdroje do provozu.
Směrnice 2001/77/EC nestanovila jednotný či doporučený systém podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, ale
národní systémy podpory musí v souladu se Směrnicí umožnit dosažení stanovených národních indikativních cílů. Komise
Evropské unie je však zavázána nejpozději do 27. 10. 2005 vyhodnotit zkušenosti, získané členskými státy s používáním
různých systémů podpory a případně předložit návrh na sjednocení postupu v rámci Evropské unie.
Po posouzení dosavadních zkušeností zemí Evropské unie se systémy podpory a dosavadního systému podpory v České
republice byla zkoumána možnost zavedení několika způsobů podpory, použitelných po úplném otevření trhu. Posouzeny
byly zejména:
• systém regulovaných minimálních výkupních cen, vycházející ze současného systému, s tím, že po úplném otevření trhu
by byl zaveden systém ekoobchodníka jako povinného výkupce,
• systém poskytování regulovaných příplatků k tržní ceně elektřiny,
• systém povinných kvót podílu elektřiny z OZE stanovovaný pro dodavatele elektřiny konečným zákazníkům s tím, že jak
elektřina, tak vydávané certifikáty by byly předmětem volného obchodu na trhu,
• systém povinných kvót podílu elektřiny z OZE stanovených pro dodavatele elektřiny konečným zákazníkům s tím,
že elektřina by byla volně prodejná na trhu, ale cena certifikátů by byla regulovaná jako minimální.
V současné době se jako nejperspektivnější ukazuje systém kvót s obchodovatelnými certifikáty s různou minimální hodnotou podle jednotlivých obnovitelných zdrojů. Tento systém bude doplněn možností použití povinného výkupu za stanovené
ceny pro některé obnovitelné zdroje.
29
3. 5.
Prokazování původu elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů
Výrobci elektřiny z obnovitelných zdrojů jsou povinni prokázat způsobilost výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů formou
certifikace obnovitelného zdroje.
Certifikace obnovitelného zdroje bude mít formu zvláštní přílohy k licenci na výrobu.
Zdroje požadující zařazení do podpůrného systému musí o certifikaci zdroje požádat.
K prokazování množství elektřiny, vyrobené z obnovitelných zdrojů, slouží certifikace původu elektřiny, kterou výrobci
elektřiny z obnovitelných zdrojů energie demonstrují, že elektřina, kterou prodávají, je vyrobena z obnovitelných zdrojů
energie.
Certifikace původu elektřiny musí uvádět zdroj energie, ze kterého byla elektrická energie vyrobena, datum a místo výroby
a v případě vodních elektráren i kapacitu,
3. 6.
Zjednodušení právních předpisů
Možné změny českého práva budou projednány v rámci novel zákonu stavebního, správního a životním prostředí.
V současné době se pracuje na zmapování současné situace při povolování staveb obnovitelných zdrojů. Již nyní je však
možné konstatovat, že situace je velmi špatná. Nemalý podíl na této situaci má i legislativa spojená s ochranou životního
prostředí. Ministerstvo životního prostředí připraví na základě analýzy zkušeností materiál, který by měl představit řešení, jak
současnou situaci řešit v souladu s článkem 6, Směrnice 01/77/EC. Předpokládá se, že tento materiál bude obsahovat přehled povolovacích procedur. U procedur, kde to bude uznáno za potřebné a možné, bude navržena legislativní úprava.
Z požadavků Směrnice vyplývá, že požadované zjednodušení administrativních procedur bude v podmínkách České republiky velmi složitá a tedy i dlouhodobá záležitost. Nelze tedy předpokládat že tato problematika bude plně vyřešena v rámci
připravovaného zákona o podpoře obnovitelných zdrojů. Je pravděpodobné, že tento zákon vytvoří pouze základní rámec
a navrhne zjednodušení pouze některých postupů. Proces zjednodušení admin. procedur pak bude pokračovat i dále.
3. 7.
Rozdělení nákladů na připojení
Tato oblast je a bude kryta energetickým zákonem, předpisy a cenovými rozhodnutími. Při novelizaci energetického zákona
a tvorbě souvisejících vyhlášek je třeba zlepšit vymahatelnost příslušných ustanovení. Náklady na připojení výroben elektřiny z obnovitelným zdrojů k síti jsou součástí podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, tj. zahrnutí vyvedení výkonu
do celkových nákladů na výstavbu zdroje při výpočtu minimálních výkupních cen elektřiny.
Směrné cíle pro výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů v ČR podle Směrnice 2001/77/EU
30
4. Představa o vývoji podílu elektřiny z obnovitelných zdrojů
Evropská Směrnice 2001/77/EC požaduje, aby podíl elektřiny z obnovitelných zdrojů byl v roce 2010 v průměru 21 %.
K naplnění tohoto cíle se od nás požaduje dosažení 8 %. I když se jedná o ambiciózní cíl, uvedená hodnota je dosažitelná.
Podívejme se na jednotlivé skupiny obnovitelných zdrojů, jak jsou využívány a jaké jsou možnosti jejich dalšího využívání.
Vodní energetika
Vodní energetika se dělí na dvě skupiny. Malé vodní elektrárny jsou elektrárny s instalovaným výkonem do 10 MW. S vyšším výkonem jsou velké vodní elektrárny. Malé vodní elektrárny vyrobí ročně v průměru 680 GWh elektřiny a velké včetně
přečerpávacích 1 580 GWh. Výstavba dalších velkých vodních elektráren je nereálná vzhledem k dnešní ekologické situaci.
U malých elektráren je počítáno s dosažením 1 140 GWh výroby v roce 2010.
V Evropské unii se počítá s malými přírůstky výroby z malých vodních elektráren a to z 37 TWh na 55 TWh (výkon z 9,5 GW
na 14 GW); v souhrnu s velkými vodními elektrárnami (jejichž výkon se zvyšuje z 82 GW na 91 GW a výroba z 307 TWh
na 355 TWh; tj. o podstatně víc než u malých vodních elektráren), se podíl vodních elektráren na celkové výrobě elektřiny
snižuje ze stávajících 13 na 12,4 % v roce 2010.
Současný evropský trend výstavby vodních elektráren zaostává proti předpokladům z Bílé knihy o obnovitelných zdrojích.
Větrná energetika
Ve větrné energetice jsme na počátku jejího rozvoje. I když jsme v první polovině 90. let měli naději patřit mezi perspektivní
výrobce, postupně jsme tuto pozici ztratili. Výroba ze stávajících 22 velkých větrných elektráren s instalovaným výkonem
8,7 MW je představována hodnotou cca 10 GWh. Při plánovaném nasazení je možné k r. 2010 počítat s výrobou 900 GWh.
Podle představ Bílé knihy se v Evropské unii počítalo se zvýšením ze 4 TWh na 80 TWh, čemuž odpovídá zvýšení podílu
z 0,2 na 2,8 % očekávané celkové výroby elektřiny v roce 2010 (zvýšení výkonu z 2,5 na 40 GW).
Výstavba větrných elektráren vysoce převyšuje předpoklady z Bílé knihy.
Biomasa
V biomase je u nás současná výroba elektřiny 200 GWh. U tohoto zdroje, kde počítáme s největšími nárůsty, je v r. 2010
počítáno v elektřině s 2 200 GWh.
V Evropské unii předpokládali u elektřiny zvýšení ze stávajících 22 TWh na 230 TWh, čemuž odpovídá zvýšení podílu z necelého 1 na 8 % očekávané celkové výroby elektřiny v roce 2010.
U biomasy je možné konstatovat, že předpokládaný objem naší výroby 2,2 TWh v roce 2010 není utopií, protože srovnatelná
elektrizační soustava, jako je např. finská se současnou výrobou 70 TWh, má dnes výrobu z biomasy 8,6 TWh, a nizozemská soustava s výrobou 89 TWh má dnes již také 3,2 TWh.
Fotovoltaika a geotermální energetika
U fotovoltaiky, která zaznamenává mohutný rozvoj, předpokládáme v roce 2010 výrobu 15 GWh elektřiny.
V Evropské unii se počítalo s nárůstem výkonu z 30 GW na 3000 GW a u výroby z 0,03 TWh na 3 TWh (podíl 0,1 % očekávané celkové výroby elektřiny v roce 2010). Skutečný vývoj je pomalejší, ale nabírá na tempu.
U geotermálních aplikací se u nás počítá s dosažením 15 GWh v roce 2010.
Komplexní pohled
Úhrnem se u všech obnovitelných zdrojů chceme posunout z dnešních 2 % podílu na hrubé tuzemská spotřeby primárních
energetických zdrojů (cca 1700 PJ) na 6,8 % ze zhruba stejného objemu v r. 2010 (podrobně viz expertní ocenění, které je
uvedeno na str. 28).
Výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů je vztahována k hrubé domácí spotřebě elektřiny a je předpoklad, že ze současných
3,6 % ze 64 961 GWh vzroste na, z dnešního pohledu velmi ambiciózních, 8 % ze 68 000 GWh v r. 2010. Pro představu
o jaká množství energie se jedná použijeme přirovnání s roční výrobou vodní elektrárny Orlík, která je cca 350 GWh, nebo
při zjednodušeném pohledu můžeme uvažovat, že 1 % z hrubé domácí spotřeby elektřiny je představováno výrobou velkých
vodních elektráren Orlík, Slapy a Lipno.
31
Použité zdroje
Zelená kniha – Energie pro budoucnost – obnovitelné zdroje
Bílá kniha – Energie pro budoucnost – obnovitelné zdroje
Směrnice 2001/77/EC Podpora elektřiny z obnovitelných zdrojů v podmínkách jednotného trhu s elektřinou
Green Paper: Towards to European strategy for security of energy supply
Energetická politika ČR, MPO, Praha 1999
Návrh Státní energetické koncepce, MPO, Praha 2003
EREF: Missing targets, Brussels 2002
Danyel Reiche: Handbook RES in EU, Frankfurt n. M. 2002
Elektra ČVUT FEL: Výkup elektřiny z OZ, Praha 2001
EUROENERGY: Analýza možnosti uplatnění OZ v rámci elektroenergetiky ČR, Praha 2003
SEVEn: Návrh způsobu výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, Praha, 2003
Florian, M.: Analýza dotací v energetice, SEVEn, Praha 1999
SRC International: Národní studie energetické efektivnosti v ČR, Světová banka, Praha 1999
Státní politika životního prostředí, MŽP, Praha březen 1999
Zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých
zákonů (energetický zákon)
Zákon č. 406/2000 Sb., o hospodaření energií
Zákon o elektřině z obnovitelných zdrojů – EEG, SRN 2000
Zákon o elektřině z obnovitelných zdrojů, Rakousko 2002
Materiály „EUROSTAT“
Materiály ERÚ
32
Využití energie vody
Další rozvoj
hydroenergetiky
Dipl. t. Libor Šamánek
1. Úvod – využívání vodní energie
Potřeba hledat nové, alternativní energetické zdroje a zdokonalovat obnovitelné zdroje již známé je stále naléhavější. Neustále se obnovujícím zdrojem energie je koloběh vody v přírodě. Nejběžnější způsob využívání je její přeměna v energii
elektrickou. Právě takto získaná energie se jeví jako ekonomicky nejvýhodnější, když způsob její výroby je navíc ekologicky čistý. Dvacáté století poznamenalo nevratně tvář země velkými vodními díly, jejichž realizace jak dnes víme nebyly ve
všech případech nutné. Nyní se s ohledem na životní prostředí vracíme zpátky k „malým vodám“. Malé vodní elektrárny se
zaručeným výkonem a vyráběnou energií, představují v souhrnu velký energetický zdroj a mohou tak ušetřit mnoho tuhých,
plynných a kapalných paliv, která navíc škodí životnímu prostředí.
Přestože vodní energie patří k nejdéle využívaným energetickým zdrojům, měl vývoj jejího využití nerovnoměrný a poměrně
pomalý průběh. Rozvoj techniky v této oblasti se na dlouhé období prakticky zastavil a její efektivnost se zvyšovala pouze
velikostí vodních kol. Překonání tohoto stavu bylo podmíněno vynálezy, které postupně odstraňovaly některé nevýhody
a těžkosti spojené s uplatněním vodní energie. První přetlaková turbína byla sestrojena v roce 1827, Francisova turbína
v roce 1847, Peltonova turbína v roce 1880 a Kaplanova turbína v roce 1918. Další rozhodující podstatou rozvoje hydroenergetiky byl přenos elektrické energie na větší vzdálenosti, což přiblížilo zdroje vodní síly k místům spotřeby. První vodní
elektrárna vyrábějící střídavý elektrický proud byla Niagara v USA, která byla uvedena do provozu v roce 1896.
Zcela zásadní význam pro rozvoj hydroenergetiky však měla až rozvíjející se elektrizační soustava. Ta umožnila rovnoměrně
využít vyrobenou energii jak z velkých, tak i z malých zdrojů a vyrovnala nedostatek způsobený závislostí na měnícím se
potenciálu vodních toků v jednotlivých ročních obdobích. Rozvinutá elektrizační soustava využívá možnosti rychlého najetí
hydroagregátů v akumulačních elektrárnách při krytí zatížení ve špičkách a energie z průtočných elektráren pro pokrytí
základního zatížení. K propojení izolovaně pracujících elektrizačních soustav došlo na území naší republiky až v polovině
dvacátého století a připojení k centrálnímu evropskému energetickému systému až v posledních deseti letech.
Teprve v současné době jsou v plné míře splněny všechny rozhodující podmínky k úspěšnému využití i malých vodních
energetických zdrojů – byly vyvinuty moderní vodní turbíny s vysokou účinností, spolehlivostí a hlavně ekologicky nezávadné. Máme moderní rozvinutou přenosovou elektrizační soustavu, která umožňuje přenos energie z kteréhokoliv zdroje
ke spotřebiteli. Bylo by proto chybou tento čistý, stále se obnovující zdroj energie plně nevyužít.
1. 1. Situace v oblasti využití hydroenergetického potenciálu na území
České republiky
Převážná část hydro potenciálu, kterou bude ještě možno využít, je soustředěna na menších tocích, kde pro výstavbu velkých elektráren VE (nad 10 MW) již nejsou k dispozici příznivé podmínky. Ve stádiu úvah a studií je pouze výstavba přečerpacích vodních elektráren (PVE), přičemž jejich realizace nemá také zatím konkrétní podobu.
Rozvoj hydroenergetiky v oblasti malých vodních elektráren, tj. do výkonu 10 MW (dále jen MVE), doznal v období od
roku 1990 na území České republiky výrazného pokroku. V této souvislosti došlo také k významnému posunu v poměru
energeticky využitých k dosud nevyužitým lokalitám, jinak řečeno v poměru energetického využití vodních toků. Hodnota
uvádějící využití celého našeho hydropotenciálu (cca 1500 GWh), zhruba na 50 %, je v posledním období cca od r. 2001
upravována hlavně se zřetelem na hydrologické podmínky a skutečně ještě využitelný spád. Přijatelnější odhad počítá již
se 70 % využitého potenciálu a pouze se 30 % k dispozici pro využití. Potenciál zbývající k využití má již výrazně horší hydrologické podmínky než potenciál využitý, z čehož vyplývá, že ekonomie u budoucích realizací se bude vyznačovat delší
dobou návratnosti investic a tím i sníženým zájmem investorů. Zřejmě krajní mezí pro již méně ekonomické podnikatelské
záměry se zřetelem na hydrologické podmínky je hranice spádu kolem hodnoty 2 m.
Z provedených šetření lze rozdělit dosud nevyužívaný hydroenergetický potenciál podle četnosti lokalit na vodních tocích
se zřetelem na získání spádu do tří skupin:
• spád větší než 5 m četnost 10 %,
• spád od 2 do 5 m
četnost 55 %
• spád menší než 2 m četnost 35 % (extrémně nízké spády)
Z tohoto pohledu je zřejmé, že obecně udávaná hodnota našeho využitelného potenciálu v MVE na úrovni 1500 GWh/
r představuje teoreticky plné pokrytí vodních toků stávajícími a nově doplněnými vzdouvacími objekty, navazujícími
svým vzdutím. V současné době však povolují rozhodující vodoprávní orgány stavby nových jezových stupňů jen velmi
zřídka a ani perspektivně nelze uvažovat o jiných podmínkách (zvláště po nedávných povodních). Znamená to vyhledávat
jezové stupně, které jsou dosud bez energetického využití, a lokality po bývalých vodních dílech, kde je možná obnova.
Je také třeba hledat nové možnosti využití hydroenergetického potenciálu, aby pokračoval další rozvoj hydroenergetiky,
což je právě tématem pro tuto publikaci (kap. 3).
33
2. Vodní toky – jejich hydroenergetický potenciál
Vodní toky na území České republiky jsou řízeny celkem pěti správami. Jsou to – Povodí Labe, Povodí Vltavy, Povodí Ohře,
Povodí Moravy a Povodí Odry. Do konce roku 2000 měly charakter akciových společností a od roku 2001 jsou státními
podniky. Vedou veškerou legislativu provozu, užívání a využívání toků v rozvodí těchto řek. Hydroenergetický potenciál
je rozložen i využíván nerovnoměrně, což je způsobeno právě hydrologickými podmínkami na území republiky.
Technicky využitelný hydroenergetický potenciál toků v ČR do 10 MW dělený podle dílčích povodí
Povodí
Výkon MW
Výroba GWh/rok
Labe
114
420
Vltava
164
430
Ohře
78
300
Odra
56
100
Morava
100
250
Celkem
512
1500
2. 1.
Současný stav ve využití hydroenergetického potenciálu u jednotlivých povodí
V přehledu jsou uvedena v % využití stávajícího potenciálu z hlediska objemu výroby u vybraných toků.
Povodí LABE:
Labe
90 %
Černá Nisa
65 %
Divoká Orlice
70 %
Doubrava
65 %
Chrudimka
65 %
Jizera
85 %
Kamenice
80 %
Loučná
75 %
Lužická Nisa
80 %
Novohradka
65 %
V působnosti povodí Labe je v provozu 540 MVE, o celkovém instalovaném výkonu 110 MW. Převážná většina nejvýhodnějších lokalit je obsazena a energeticky využívána. Na středním úseku Labe jsou lokality obsazeny – v případech kde k realizaci nedošlo, se vyskytly technické komplikace, nebo realizace vycházela ekonomicky nevýhodně. Spády na nevyužitých
lokalitách se pohybují v průměru od 1,2 do 2,5 m. Horní úsek Labe je využit téměř na 100 %. Na dolním úseku Labe pod Ústím nad Labem se připravuje výstavba dvou zdymadel, která budou dispozičně řešena tak, aby mohla být v budoucnu též
využita energeticky. Na ostatních tocích by realizace nových vzdouvacích objektů byla velmi komplikovaná, především
z hlediska ekologických požadavků.
Povodí VLTAVY:
Vltava
90 %
Malše
80 %
Černá
100 %
Stropnice
50 %
Lužnice
50 %
Kamenice
60 %
Žirovnice
60 %
Nežárka
60 %
Hamerský potok
30 %
Nová řeka
70 %
Smutná
50 %
Otava
40 %
Ostružná
50 %
Volyňka
40 %
Blanice
40 %
Zlatý potok
60 %
Lomnice
30 %
Skalice
30 %
Brzina
30 %
Mastník
30 %
Sázava
70 %
Želivka
50 %
Trnava
80 %
Blanice
50 %
Mže
40 %
Radbuza
40 %
Úhlava
50 %
Berounka
70 %
Úslava
20 %
Klabava
30 %
Střela
30 %
Litavka
30 %
kanál Vraňany–Hořín
15 %
Lokality dosud nevyužité mají výrazně horší hydrologické podmínky. Jedná se převážně o využití velmi nízkých spádů, v rozmezí 1,2 až 2,5 m. Ekonomie investic na těchto lokalitách bude za současných podmínek jen stěží rentabilní.
34
Povodí OHŘE:
Bílina
70 %
Blšanka
60 %
Bystrá
65 %
Bystřice
60 %
Bílý Halštrov
50 %
Flájský potok
80 %
Chomutovka
75 %
Kamenice
85 %
Luční potok
70 %
Lužec
75 %
Odrava
60 %
Ohře
90 %
Ploučnice
90 %
Rolava
80 %
Rotava
75 %
Černá
70 %
Skřiváň
70 %
O budování nových jezových stupňů na Povodí Ohře nelze uvažovat vzhledem k hydrologickým dispozicím toků. Také
umělé zvyšování přelivných hran jezů pro dosažení vyšších spádů bude možné jen zřídkakde. V obvodu působnosti Povodí
Ohře jsou až na malé výjimky téměř všechny využitelné lokality vyčerpány. Za současných ekonomických podmínek, kdy
návratnost investic u nejvhodnějších lokalit se pohybuje v desítkách let, nelze v budoucnu očekávat větší zájem o výstavbu
malých vodních elektráren.
Povodí ODRY:
Odra
50 %
Opava
55 %
Moravice
50 %
Ostravice
65 %
Olše
45 %
Stonávka
45 %
Bělá
60 %
Morávka
50 %
Čeladěnka
30 %
Mohelnice
45 %
Č. Ostravice
45 %
Černý potok
30 %
Lučina
30 %
Lomná
45 %
Olešnice
50 %
Vyššímu využití brání ohrožení velkými vodami a také přístup Správy toku, který je pro výstavby MVE málo vstřícný.
Povodí MORAVY:
Morava
70 %
Bečva
70 %
B. Rožnovská
70 %
B. Vsetínská
60 %
Moštěnka
50 %
Olešnice
50 %
Strhanec
90 %
Bystřička
50 %
Hloučela
70 %
Boleloucký náhon
100 %
Třebůvka
Stř. Morava
Oskava
Juhyně
Stanovice
50 %
80 %
50 %
50 %
70 %
Mor. Sázava
60 %
Desná
70 %
Branná
50 %
Merta
50 %
Březná
50 %
Olšava
40 %
Dřevnice
60 %
Rusava
40 %
Dyje
70 %
Svratka
80 %
Svitava
70 %
Křetínka
40 %
Moravská Dyje
50 %
Želetavka
40 %
Jihlava
60 %
Oslava
50 %
Rokytná
40 %
Bělá
50 %
Zbývající volné lokality pro energetické využití v Povodí Moravy jsou pouze na dolních tocích a vyznačují se až na malé
výjimky velmi nízkými spády, převážně do 2 m. Některé lokality Povodí Moravy ve svých vyjádřeních pro energetické využití
nedoporučuje v souvislosti s možným ohrožením při velkých vodách.
Z přehledu o obsazení vodních toků z hlediska energetického využití vyplynulo, že zhruba ze 2/3 jsou říční toky obsazeny
(čemuž nemusí odpovídat optimální využití) – zbylá třetina volných lokalit na tocích již disponuje ekonomicky méně výhodným potenciálem (nízké a extrémně nízké spády).
Navíc výhodnější lokality ze zbytku si Správy toků rezervují pro vlastní investice, pro ostatní investory tak zbývá jen menší
část potenciálu, ekonomicky méně zajímavá. Právě proto se do popředí zájmu dostávají tzv. jiné možnosti energetického
využití a především i optimalizace velkého počtu starých provozovaných MVE.
35
3. Jiné možnosti využití hydropotenciálu
Mimo nejčastější a nejběžnější využívání energie stavbou nových MVE na vodních tocích se nabízejí i další možnosti
pro získání energie:
1. využití retenčních nádrží a rybníků, případně jiných akumulačních nádrží, kde je možnost získání vhodného rozdílu hladin s málo se měnícím spádem a také průtočné množství vody vykazuje malé změny, vyrovnávané retencí nádrže,
2. využití vodárenských objektů, vybudovaných pro účely zásobování pitnou nebo užitkovou vodou, kde je možno získat
téměř konstantní vysoké spády s průtoky bez větších změn,
3. rekonstrukce MVE se zastaralou technologii, což je více než polovina všech MVE, které jsou provozovány se soustrojími
z let 1930 až 1950, kde jsou možnosti modernizací a optimalizací provozu získat další potenciál při nízké investici.
3. 1. Využití přehradních nádrží, retenčních nádrží a rybníků
V České republice je zhruba 20 000 rybníků o celkové ploše přes 50 tis. ha. Většinu z nich, o ploše cca 45 000 ha, obhospodařuje Český rybářský svaz a Státní rybářství. Jejich energetické využití je zatím minimální a naráží na množství dosud
nevyřešených problémů. Již před více než 10-ti lety byla posuzována možnost energetického využití u zhruba 200 rybníků.
Byl pořízen jejich seznam a ve spolupráci s tehdejším Svazem ochránců přírody bylo vypracováno několik studií, při nichž
bylo posuzováno:
• vliv denního kolísání hladiny na vodní ptactvo,
• vliv kolísání hladiny na faunu a floru,
• jiná problematika budování MVE na rybnících.
Závěry provedených studií, které se zabývaly touto problematikou, vyjádřily zásadní hlediska pro budování MVE na rybnících, ze kterých vyplynula nutnost diferencovaného přístupu k instalaci MVE s ohledem na zabezpečení produkce ryb
a nutnost před realizací zvažovat všechny ekologické i ekonomické aspekty.
Z 220 sledovaných rybníků bylo zatím energeticky využito zhruba 20 %. MVE je možné podobně jako u derivačních MVE
na tocích projektovat jako průtočné tam kde má rybník pravidelný odtok. U rybníků, které jsou doplňovány pouze v intervalech a voda má možnost rybník kanálem obtékat, bude MVE projektována jako akumulační, pro provoz pouze v energetických špičkách. U těchto MVE se špičkovým provozem je požadováno omezit max. kolísání hladiny do 10 cm, výjimečně
však do 20 cm. Kolísání hladiny je závislé na mnoha okolnostech, hlavně však na dispozicích a velikosti nádrže. Charakteristické pro MVE na nádržích jsou tedy pouze malé změny spádu a také možnost vyrovnávání změn průtoku. Na technologii
takových MVE potom nejsou kladeny nároky na regulovatelnost a je proto technicky jednodušší a tím i levnější. Předpokládaný využitelný výkon na cca 200 nádržích je odhadován na 4000 kW. Jinou možností může být využívání sanačního odtoku
z provozovaných nádrží. Každá taková přehradní nádrž musí mimo svůj základní účel (vodárenský, energetický) zajišťovat
také stanovený minimální odtok, zejména z hygienického hlediska, který se dá rovněž využít. Energetické využití tohoto
průtočného množství vody je navíc velice ekonomické, vzhledem ke stavební připravenosti veškerého zařízení – vzdouvací a vtokový objekt, přívodní a odpadní potrubí včetně uzávěrů – takže investice zbývá pouze na připojení energetického
zařízení. U těchto záměrů lze z poslední doby jako příklad uvést energetické využití sanačního průtoku u nádrží Mohelno
a Lipno. U těchto projektů potom vychází velice zajímavá návratnost investic za 3–4 roky.
Příklad 1 – projekt realizovaný v roce 1999
Vyrovnávací nádrž Mohelno–Třebíč, využití sanačního průtoku připojením MVE na potrubní systém základové výpusti.
36
Říční tok
Jihlava, ř. km 59,2
Roční výroba
3 480 MWh
Průtok
od 0,2 do 2 m2.s-1
Spád
od 23 do 35,6 m
Elektrický výkon
Pinst. = 577 kW
Průtok
Qmax = 2 m .s
Turbíny – počet
1ks
Spád návrhový
Hn = 30 m
Roční výroba
E = 1 040 MWh
Instalovaná turbína
Francis F 22
Návratnost investic
4 roky
3
-1
Příklad 2 – projekt realizovaný v r. 1999
Přehradní hráz, vodní nádrž Lipno, vodní tok Vltava (sanační průtok).
Průtok
Qn = 1,5 m 3. s-1
Spád
Hn = 18,6 až 20,7 m
Turbíny – počet
1 ks
Elektrický výkon
Pinst = 301,5 kW
Instalovaná turbína Francis, horizontální – spirální, typ F 23
Roční výroba
E = 2 100 MWh
Návratnost investic 3 roky
3. 2. Využití vodárenských objektů budovaných pro účely zásobování pitnou vodou
Tato možnost realizace MVE dlouho vyvolávala obavy z možné kontaminace vody ropnými produkty použitou technologií.
Moderní technologie s použitím samomazných ložisek však i zde umožňuje energetické využití. První MVE byly již před
téměř 20 lety instalovány na vodárenských nádržích např. Stanovice u Karlových Varů, nebo Římov u Českých Budějovic.
V současnosti jsou již využity desítky vodárenských nádrží a jejich další výstavba pokračuje – např. Křetínka (120 kW),
Boskovice (100 kW), Hradiště SVČ (2400 kW), Jizerský vrch (160 kW), Teplice SVČ (110 kW), atp. Výhodou těchto realizací je vysoký spád s pravidelným režimem změn a jen málo se měnící průtok. Nejvýraznějším kladem těchto realizací
je jednoduché zabudování do objektu a z toho plynoucí minimální investice na stavební část. Výsledkem je potom velmi
příznivá návratnost investic. Budování MVE na vodárenských nádržích bude proto ze všech hledisek výhodné a prospěšné,
když současně vyřeší i problematiku související hlavně se systémy pitné – upravené vody. Je proto nutno brát zřetel především na tyto technické problémy:
1. Zamezit jakékoliv možné kontaminaci vody (hydraulický okruh bez maziv), mazat pouze vodou.
2. Vyloučit spolehlivě hydraulické rázy v systému u jakýchkoliv přechodových stavů soustrojí.
3. Zabezpečit nepřerušenou dodávku vody (řídicí systém, který synchronizuje provoz vodárny a MVE).
4. Technologii nutno připojit do stávajících podmínek hydraulického systému vodárny.
5. Zabezpečit provoz soustrojí na možnost změny spádových poměrů.
Pokud bude při projektu brán maximální zřetel na výjimečnost těchto lokalit a budou splněny všechny uvedené technické
problémy je možné předpokládat od provozovatelů vodáren větší zájem o takové využití MVE.
Místo instalace – vodojem v Ústí nad Labem, vodní tok Větruše.
Průtok
Qmax = 0,225 m 3.s-1
Počet turbín
1 ks
Spád návrhový
Hn = 73 m
Instalované zařízení
turbína Francis, horizontální
Elektrický výkon
Pinst = 122,2 MWh
Návratnost investic
3 roky
37
Místem instalace je vodárenská nádrž Křetínka – Letovice. Levý obrázek dokumentuje rozpracovanost při instalaci MVE, půdorysné zobrazení vpravo pak připojení soustrojí do trubního systému pro vypouštění sanačního množství pod přehradou.
Tok
Křetínka, ř. km 1,8
Průtok
Qt max = 1,05 m3.s-1
Technologie
2× Francisova turbína a 1× turbínové čerpadlo
Spád návrhový
Hn = 22 m
El. výkon
Pinst = 210 kW
Roční výroba
1 050 MWh
Návratnost investice 9 roků
3. 3. Rekonstrukce MVE se zastaralou technologii
Z celkového počtu zhruba 1 300 MVE je více než 60 % ještě stále osazeno původní zastaralou technologii z let 1920
až 1950, která vykazuje účinnosti v průměru o 15 % nižší než dnes moderní technologie. Je to téměř 800 MVE s původními
turbínami Francis, Reiffenstein a Kaplan, často ještě s původními převody palečným soukolím, řemenovým převodem (převážně plochý řemen) a s původním kuželovým soukolím. U těchto turbosoustrojí se účinnost měřena na svorkách generátoru pohybuje v mezích od 60 do max. 80 %, podle technického stavu. Pokud uvažujeme v průměru u 800 MVE účinnost
pouze 70 % což ve srovnání s dnešními moderními turbosoustrojími (účinnost běžně 85 %) představuje ztrátu 15 %. Tyto
staré MVE také převážně nevyužívají optimálně ve své lokalitě hydropotenciál, vlivem nedokonalého provozního zabezpečení řídicím systémem (automatiky, hladinové regulace apod). Staré technologie již také často nesplňují ani ekologickou
bezpečnost na říčním toku.
Příklad 1 – projekt realizovaný v roce 2000
Příklad výstavby MVE v lokalitě původního vodního díla (Panovský mlýn) z r. 1928.
Místo instalace
Dříve
38
Ivančice, tok Jihlava
elektrárna a mlýn s výkonem 37 kW
Prostá doba návratnosti 13 let
Spád návrhový
Hn = 2,85 m
Elektrický výkon
Pinst = 334 kW
Technologie
přímoproudé turbíny typu Kaplan
Roční výroba
1 228 MWh
Hltnost turbíny
Qmax = 6,5 m 3.s-1
Příklad rekonstrukce v lokalitě bývalého vodního díla MVE Okrouhlice – Havlíčkův Brod.
Tok
Sázava ř. km 153,45
Technologie
Dříve
mlýn a elektrárna s výkonem 53 kW
Průtok turbínou Q = 6,53 m3.s-1
Výkon
Pinst = 75 kW
Spád návrhový
Roční výroba
E = 362 MWh
Návratnost investic do 10 roků
přímoproudá turbína Kaplan
2,4 m
4. Vyhodnocení základních ukazatelů technického stavu starých
provozovaných MVE
Abychom se co nejvíce přiblížili hodnotě nevyužitého objemu výkonu a výroby na provozovaných MVE starých 50 a více
let, zvolili jsme vzorek cca 120ti MVE, dříve v majetku ČEZ, a. s., které po privatizaci přešly do majetku různých subjektů.
Přehled o hydrologických podmínkách, výkonech a výrobě těchto MVE je zpracován do přiložených tabulek a vyhodnocen.
Základní – původní hodnoty jsou z r. 1993 z posledního zpracovaného posouzení provozu a ekonomie MVE v resortu energetiky ČR před předáním Fondu národního majetku (privatizací).
Porovnávané hodnoty výkonu a výroby jsou získány od současných provozovatelů, nebo také vyhodnoceny ze stávajících
hydrologických podmínek. Převážná většina těchto MVE z let 1920 až 1950 je provozována s původní technologii, i když
je možnost, že u některých mohlo v poslední době dojít ke změnám, které tento přehled již nezaznamenal. Přesnost vyhodnocení proto může vykazovat chybu max. do 10 %, což pro tento účel je postačující. Vyhodnocení tabulek je nutno považovat za orientační, sloužící pro zvážení možných postupů k získání tohoto zatím nevyužívaného potenciálu.
Za současných hydrologických podmínek a technického stavu technologického zařízení na sledovaných MVE bylo v součtech dosaženo těchto výsledků:
dosažitelný výkon sledovaných MVE
P dosaž. = 90,1 MW
roční výroba elektrické energie MVE
E nyní = 305 730 MWh
možný optimální výkon podle hydrologických podmínek
P možné = 108,6 MW
možnost dosažení roční výroby v průměrně vodném roce
E možnost = 404,4 MWh
Po rekonstrukcích, modernizacích, nebo jen optimalizaci provozu sledovaných MVE by došlo ke zvýšení celkového výkonu
na těchto MVE o 18,5 MW a k průměrnému zvýšení výroby o 98 660 MWh. Hodnota těchto čísel by byla ještě zajímavější,
pokud by se vyhodnotily investice na tyto rekonstrukce v porovnání s investicemi na novou komplexní výstavbu MVE. Přitom je zřejmé, že již zajištění lokalit o tomto potenciálu by nebylo v reálném časovém horizontu jednoduché.
Pokud se jeví rekonstrukce takového počtu MVE a hlavně její finanční zajištění příliš složitě, je třeba brát v úvahu, že i ne příliš nákladná základní modernizace MVE, nebo i důsledné seřízení pro optimální provoz, přinese nemalé zvýšení výroby.
Také je nutno připomenout, že uvedený vzorek MVE je brán pouze z menší části, když celkový počet podobných MVE u nás
provozovaných odhadujeme na 800.
Uvedené vyhodnocení využitelného potenciálu je pouze prvním informativním krokem – teprve širší ekonomické posouzení
případných rekonstrukcí a případné zajištění podpor pro jejich zainvestování, může nastartovat rychlé zvyšování podílu
výroby z našich obnovitelných zdrojů.
39
Číslo
Název MVE
Tok
REP
Spád
Průtok
m
m 3/s
Výroba
Rok
instal.
Možný výkon Možná výroba
kW
MWh
kW
MWh
1 Kostelec n. L
Labe
3,25
90
2100
10 000
1934
2300
12 000
2 Brandýs
Labe
3,25
90
2000
10 000
1934
2300
12 000
3 Tři Chaloupky
Labe
2,84
53
1120
6 000
1948
1200
6 000
4 Hradištko
Labe
2,9
80
1920
7 000
1953
1920
8 000
5 Kostomlátky
Labe
3,5
80
2450
10 000
1954
2500
12 000
6 Nymburk
Labe
2,7
92
1310
6 000
1924
1600
8 000
7 Poděbrady
Labe
2,5
60
1040
5 500
1917
1200
6 500
8 Starý Kolín
Labe
2,4
24
450
1 000
1914
470
1 800
9 Předměřice
Labe
7,6
34,2
1940
8 200
1953
2000
9 000
10 Smiřice
Labe
8,9
34,2
2400
10 700
1952
2500
13 000
30
750
2 800
1926
900
3 500
100
350
1930
120
500
11 Hradec Král. I
Labe
3,9
12 Jaroměř I
Labe
1,8
8,4
13 Jaroměř II
Labe
2,1
6
90
350
1930
100
400
14 Srnojedy
Labe
3,6
75
1960
6 500
1947
2200
8 000
15 Přelouč
Labe
3,5
85
1750
6 000
1927
2000
7 500
16 Les Království
Labe
17,6
7
1120
5 800
1922
2000
10 800
17 Vrchlabí
Labe
4,2
4
120
400
1923
135
550
18 Pardubice
Labe
3,9
62
1350
6 000
1978
1900
8 000
19 Maršov
Úpa
10,5
4
300
700
1921
340
1 000
20 Havlovice
Úpa
2,6
21 Mířejovice
Vltava
3,9
22 České Vrbné
Vltava
23 Sokolský ostr.
Vltava
24 Polka
Vltava
16
25 Františkov
Vltava
26
26 Kadaň
Ohře
8,8
140
450
1943
140
600
150
3500
17 000
1924
5000
22 000
6
37
1440
6 000
1985
1600
7 500
3,4
28
720
2 500
1930
760
3 500
4
420
1 000
1912
500
2 000
1,6
330
600
1928
330
1 200
2200
5 000
1972
2200
7 000
6,5
31
27 Tršnice
Ohře
1,8
5
70
350
1930
70
350
28 Vršovice
Ohře
2,5
18
390
1 400
1939
390
1 600
29 Libochovice
Ohře
2,5
12
180
300
1900
200
800
30 Benešov
Ploučnice
31 Rudolfov I
Černá Nisa
32 Rudolfov II
Černá Nisa
33 Rudolfov III
Černá Nisa
34 Andělská Hora
Lužická Ni.
9,7
35 Jablonec n. Nis
Lužická Ni.
36,6
36 Meziboří
Fláje
37 Kačov
Jizera
3,2
24
38 Rožátov
Jizera
1,9
39 Bakov
Jizera
40 Ptýrov
Jizera
41 Hněvousice
42 Hubálov
6,5
100
400
1924
120
500
0,72
850
1 200
1926
1000
3 000
0,72
50
140
1927
55
200
0,6
50
120
1921
55
200
1,8
150
800
1907
150
800
1,8
440
1 350
1911
500
1 800
3,6
6600
8 000
1960
6600
11 000
400
1 500
1920
540
2 000
19
210
600
1917
250
1 000
2,6
20
300
1 200
1922
400
1 600
2,8
22,5
450
1 300
1926
500
2 000
Jizera
3,7
12
340
1 400
1912
360
1 500
Jizera
2,1
14
200
600
1939
240
1 000
43800
156 510
49 645
201 700
2,3
180
9,5
11
245
SOUČET
Rozvodný podnik
40
Výkon
STE
SČE
JČE
VČE
Číslo
Název MVE
Tok
REP
Spád
Průtok
m
m 3/s
Výkon
Výroba
Rok
instal.
Možný výkon
Možná výroba
kW
MWh
kW
MWh
1 Kořenov I
Jizera
29,5
4,25
850
2 000
1928
1 000
3 500
2 Kořenov II
Jizera
6
4,14
170
400
1918
200
800
3 Spálov
Jizera
23,1
1 900
8 500
1926
2 200
10 000
4 Turnov I
Jizera
3,3
14,3
300
900
1921
370
1 400
5 Turnov II
Jizera
2,8
13,4
260
500
1938
300
1 200
6 Mokropsy
Berounka
1,7
7,2
100
280
1934
100
400
7 Řevnice
Berounka
1,5
12
110
500
1932
140
600
8 Zadní Třebáň
Berounka
1,7
10
100
500
1934
130
580
9 Černošice
Berounka
1,7
15
120
430
1919
200
800
10 Darová
Berounka
2,9
18
220
1 000
1926
400
1 400
11 Krhanice
Sázava
5,7
11
400
2 000
1923
500
2 000
12 Nespeky
Sázava
1,7
130
500
1930
130
550
13 Městečko
Sázava
1,8
14
130
550
1947
200
800
14
Rataje
Sázava
1,4
9
80
320
1915
100
400
15 Albrechtice
Orlice
2,7
26,1
400
1 200
1925
500
2 000
16 Hradec Král. II Orlice
2,9
18,8
390
450
1938
430
1 700
17 Hradec
Orlice
2,3
35
450
1 500
1949
600
2 400
12
9,4
Král. III
18 Pastviny I
Divoká Orlice
27
12
2 730
5 000
1938
3 000
10 000
19 Pastviny II
Divoká Orlice
5
5
190
600
1947
200
1 000
20 Litice
Tichá Orlice
23,5
4,4
720
3 000
1932
820
4 200
21 Týniště
Bělá
5,2
1,4
53
150
1927
60
240
22 Krčín
Metuje
2,6
4
80
300
1942
85
400
23 Hronov
Metuje
3,2
2,3
50
200
1909
55
250
10
1 200
13 000
1952
7 400
15 000
4
280
700
1954
280
1 000
24 Práčov I
Chrudimka
25 Práčov II
Chrudimka
26 Seč
Chrudimka
27 Vydra
Vydra
28 Čeňkova pila
Vydra
29 Černé Jezero
Černé Jezero
30 Bystřice
Úhlava
31
Mže
Hracholusky
32 Stod
Radbuza
33 Železná Ruda
Řezná
92
7,8
38
9,5
3 000
4 000
1956
3 050
6 000
239
3,7
5 400
20 000
1939
6 500
26 000
1,6
90
400
1912
120
550
0,8
1 400
800
1930
1 600
1 500
9,3
274
5,2
27
2,3
25
70
300
1916
95
400
11,5
2 500
8 000
1964
2 500
11 000
3,5
40
200
1914
65
300
0,24
45
180
1932
50
220
3,3
110
580
1930
110
700
315
1 500
1951
400
2 000
2,35
34 Radešov
Otava
4,25
35 Písek II.
Otava
1,9
36 Soběnov
Černá
59,3
3,5
1 230
4 000
1924
1 600
6 000
26
0,9
150
400
1939
180
700
2,7
112
500
1940
110
500
2,5
490
1 500
1953
520
2 000
2,1
32
190
1937
40
220
26 397
87 030
36 340
120 710
37 Dívčí Kámen
Křemežský p.
38 Blanice
Blanice
39 Husinec
Blanice
40 Protivín
Blanice
5,1
26
2,4
30
SOUČET
Rozvodný podnik
STE
ZČE
JČE
VČE
41
Číslo
Název MVE
Tok
Spád
REP
Průtok Výkon
m
m 3/s
1 Rožmberk
Lužnice
5,4
6
2 Metel
Nežárka
1,8
5,5
3 Šindelna
Nežárka
2,2
2,5
4 Devět Mlýnů
Nežárka
2,1
3,5
5 Soběslav
Nežárka
1,8
4,6
6 Dírná
Dírenský p.
5
0,4
7 Želivka
Želivka
35
8,7
8 Harta
Smědá
15
9 Víska
Smědá
Rok
inst.
Možný
výkon
Možná výroba
kW
MWh
kW
MWh
260
700
1922
260
1 000
75
100
1941
80
320
60
140
60
240
1896
1941
1906
1936
2 160
5 000
1925
2 400
8 000
3,66
300
1 200
1906
400
1 600
10
5,24
360
1 200
1936
410
1 600
4
3,2
10 Mikulovice
Bělá
11 Kružberk I.
Moravice
12 Kružberk II.
Moravice
4,3
13 Hor. Václavov
Moravice
14 Brantice
Opavice
15 Krnov
Opavice
16 Červený Dvůr
Desná
17 Loučná
Desná
18 Loštice
Třebůvka
70
350
1914
100
500
3 800
13 000
1963
4 200
15 000
2,7
100
300
1963
100
400
9,8
1,3
90
270
1930
100
400
2,8
5
80
320
1938
110
500
2
6
70
250
1939
90
350
3,8
7
120
300
1926
200
700
1,7
220
700
1923
230
900
2,7
2,8
50
150
1942
60
220
75
17
7
19 Mohelnice
Morava
3,5
13,5
270
900
1938
320
1 200
20 Nové Mlýny
Morava
3,2
28
580
800
1933
650
2 000
21 Háj
Morava
3
13,2
300
1 200
1932
300
1 500
22 Březová
Morava
2
7
120
250
1934
250
800
23 Litovel
Morava
2,5
12
200
340
1937
240
800
24 Strž-Kroměříž
Morava
4,4
64
2 140
9 000
1923
2 200
10 000
25 Spytihněv
Morava
4,2
60
1 920
6 500
1951
2 600
10 000
26 Veselí n. M.
Morava
2,8
22
280
1 500
1926
700
3 000
27 Lýsky
Bečva
3,2
4,2
100
300
1907
100
400
28 Vsetín
Bečva
7,2
3
160
500
1935
170
650
29 Znojmo
Dyje
14,3
12
1 350
4 500
1967
1 400
5 000
30 Březina
Svratka
120
400
1940
120
500
31 Kníničky
Svratka
3 100
8 200
1940
3 100
9 000
32 Komín
Svratka
33 Vír II
Svratka
34 Zboněk
Svitava
35 Svitávka
Svitava
36 Mostiště
Oslava
37 Poušov
Jihlava
2,8
18
4,8
18
9,4
200
350
1923
300
900
8
740
1 600
1951
800
2 200
3,8
2
60
200
1912
60
250
2,2
2
3,2
13
31
3,5
1,5
4
SOUČET
Rozvodný podnik
42
Výroba
SME
40
120
1922
40
150
380
1 200
1961
380
1 400
80
350
1932
115
500
19955
62190
22645
81 980
SČE
JČE
JME
5. Realizace MVE
Pořizovací náklady MVE zaznamenaly v posledních letech značný nárůst. Na tomto vývoji se v rozhodující míře podílely
náklady na technologickou část. Na tuto část investic je proto nutno soustředit pozornost. Cenu zařízení je třeba důsledně odvozovat z materiálové náročnosti, pracnosti a přiměřeného zisku. Také počet navrhovaných soustrojí a jejich výkon
je nutno pečlivě zvažovat a optimalizovat s ohledem na pořizovací náklady. Výše ročních odpisů technologického zařízení
musí odpovídat jeho skutečné životnosti. Technická úroveň a stupeň regulovatelnosti soustrojí může právě i v lokalitách
s nízkými spády umožnit vyšší provozní využití MVE v průběhu roku a tím částečně nebo i zcela vykompenzovat vyšší náklady na 1 MW provozem s vysokou účinností výroby.
Je zřejmé, že efektivnost provozu MVE v rozhodující míře ovlivňuje:
•
•
•
•
•
•
výše nákladů na pořízení technologie,
hydrologické podmínky – spád a průtok,
výše poplatků z provozu vodních děl, údržby vodních toků a vzdouvacích zařízení,
správná údržba a provádění oprav,
spolehlivost a kvalita zařízení – stupeň jeho bezobslužnosti,
tarifní sazba elektrické energie, cena paliv a dodávaného tepla, výkupní cena elektrické energie, dodávané do veřejné
energetické sítě.
5. 1. Investice výstavby a provozu MVE
Pro investiční výstavbu, která bude realizována, platí příslušné předpisy a vyhlášky přípravy a realizace investic a reprodukce základních prostředků. Skladba investičních nákladů je potom zřejmá z jednotlivých položek projektové dokumentace.
Pořizovací náklady obnovy nebo nové stavby MVE se dělí na náklady na pořízení přípravných akcí, náklady na projektovou
dokumentaci a na investiční náklady realizace. Náklady na pořízení díla se člení na část:
stavební
•
•
•
•
•
vzdouvací zařízení,
přiváděcí část (otevřený nebo krytý náhon, potrubí apod.),
objekt elektrárny,
odpadní část (převážně otevřený odpadní kanál),
stavební část pro provedení elektro-připojení,
technologickou
• strojní část (uzávěry, turbína, převodovka, technolog. příslušenství),
• elektro-část (generátor, rozvaděč, elektro vývody, připojení),
• automatika (hladinová regulace, řídicí a zabezpečovací systém).
Výše investičních nákladů, které výrazně ovlivňují rozhodnutí o ekonomické výhodnosti akce, závisí na způsobu pořízení
tohoto energetického zdroje. Přitom rekonstrukce, nebo obnova MVE, vycházejí téměř vždy ekonomicky výhodněji, nežli
komplexně nová stavba MVE. Při nové komplexní stavbě je velmi náročné vybudování vzdouvacího zařízení, případně i celé
derivace toku. Náklady na vybudování tělesa jezu jsou často rozhodující pro efektivnost celé investice. Proto bývá výhodnější soustředit se na lokality, kde v minulosti vodní dílo existovalo, a bylo z různých důvodů zrušeno, nebo odstraněno,
přičemž tam často zůstaly funkční jezy, náhony a odpady, i když dnes neudržované a poškozené (bývalé mlýny, pily, katry,
hamry apod.).
Při nové realizaci rozhoduje o nákladech i vhodně volená velikost instalovaného zdroje, která musí být optimální k hydroenergetickému potenciálu v uvažované lokalitě. Dále může rozhodovat dispoziční řešení (koncepce), které je nutno volit
s ohledem na minimalizaci nákladů. Z ekonomických důvodů se také uvažuje vždy o bezobslužném provozu, což vyžaduje
určitý stupeň úrovně plně automatického zařízení. Rozsah zařízení automatiky a tím i její cena přitom závisí na provozovateli
a na tom, jakou bude mít možnost kontrolovat provoz MVE. Plně automatické zařízení je sice investičně dražší, ale při poloautomatickém provozu dochází k častějším výpadkům výroby.
Také provedení elektročásti, které může zajistit provoz paralelní s veřejným rozvodem (asynchronní provedení), nebo
v provedení se soustrojím schopným samostatného chodu do vydělené sítě (synchronní provedení), ovlivňuje investice.
Rozdíl může být až o 30 % vyšší v neprospěch synchronního systému.
Výše investičních nákladů bývá tedy ovlivňována technickou náročností a rozsahem instalovaných částí, dále stavebními
a dispozičními podmínkami v lokalitě a také úrovni zabezpečení automatickým provozem. Ekonomie provozu je potom závislá na účinnosti a spolehlivosti výroby.
Ekonomická rozvaha při realizaci MVE by měla být pečlivě provedena na počátku každého podnikatelského záměru a měla by být součástí projektové přípravy před zahájením stavby.
43
5. 2. Překážky netechnického charakteru při realizaci MVE
Překážky netechnického charakteru je možno rozdělit dle své povahy do čtyř oblastí:
•
•
•
•
překážky
překážky
překážky
překážky
legislativní,
související se zvláštním charakterem lokality,
majetko právní,
ekonomické.
Překážky legislativní – v současné době již nejsou tak výrazné, zásluhou přijatého vodního zákona a nového energetického zákona, kde však chybí některé prováděcí předpisy s výkladem. Vodohospodářské orgány schvalují stavbu bez větších
problémů tam, kde je v provozu stávající vodohospodářské dílo (jez), nebo i tam, kde v minulosti bylo. Výstavba MVE v lokalitách, kde vodní dílo nikdy nebylo, je povolována jen velmi zřídka a nebo po splnění náročných technických a legislativních
podmínek.
Překážky související se zvláštním charakterem lokality – jedná se o skutečnosti plynoucí ze zvláštních předpisů, které
platí v chráněných územích – oblastech, předpisů týkajících se ochrany zemědělského půdního fondu a ochrany lesů.
V některých oblastech se uplatňují omezující faktory, vyplývající ze zákona o rybářství. Také se již často požaduje nutnost
posuzovat projekt stavby MVE i z hlediska dopadu na životní prostředí. Úpravy toků zasahujících zásadně do reliéfu dotčené
krajiny se nepovolují.
Překážky majetkoprávní – v uplynulých letech došlo u mnoha lokalit ke změnám majitelů v souvislosti s proběhlou privatizací a restitucí. Přesuny majetků souvisejících s privatizací byly sice ukončeny již v roce 1998 a větší přesuny při restitucích
by již také měly být ukončeny, ale v menší míře může ještě dojít k ojedinělým změnám majetku. Také došlo k určitým změnám v souvislostech se zestátněním správ toků – hlavně v souvislostech s úhradou za využívání státních majetků.
Současná struktura ve vlastnictví provozovaných elektráren je následující:
•
•
•
•
elektrárny ve vlastnictví ČEZ, a. s.,
elektrárny ve vlastnictví jednotlivých rozvodných podniků,
elektrárny, které přešly v privatizaci a restituci do vlastnictví jiných subjektů,
elektrárny nově postavené po privatizaci stávajících MVE různými subjekty.
Překážky ekonomické – nejvíce ovlivňují výstavby MVE. Za současných podmínek je u nás jen velmi obtížné realizovat
MVE s optimální dobou návratnosti, tj. pod 10 roků. Nejčastější dobou návratností investic MVE je dnes zhruba 12 až 15 roků a nejsou výjimky kdy původní projekt vychází s více než 15ti letou návratností.
Příčinou tohoto stavu jsou zejména:
•
•
•
•
vysoké úrokové míry úvěrů,
neochota peněžních ústavů poskytnout dlouhodobé úvěry (více než 10 roků),
nízké výkupní ceny elektrické energie,
zvyšující se ceny technologií, stavebních částí i služeb pro MVE.
Je však nutno připomenout možnosti státních podpor a nízkoúrokových půjček od České energetické agentury a Státního
fondu životního prostředí. Tyto pochopitelně může získat pouze část žadatelů.
44
6. Problematika ekologie výstavby a provozu MVE
Je skutečností, že v současné době se značná část ekologů, přírodovědců i jiných odborníků příbuzných oborů (a pod jejich
vlivem také značná část veřejnosti) staví negativně k vodohospodářské výstavbě a především k výstavbě hydroenergetických
děl. Předmětem mimořádné pozornosti a často tvrdé kritiky se stává zejména výstavba vodních nádrží s prioritním hydroenergetickým využitím. Tato kritika je motivována obavami z ohrožení, znehodnocení popř. i likvidace cenných přírodních
komplexů v dotčených oblastech, především tzv. říčních fenoménů s množstvím živočišných a rostlinných druhů. Vzniká
situace, která je v kontextu s ekologickými problémy rozvoje energetiky, průmyslu a dopravy u nás ne zcela vyřešena.
Většina vodohospodářů považuje historicky za své základní poslání péči a ochranu přírodního a životního prostředí. Připomeňme si ale, že po velmi dlouhé období se společnost – nejen u nás, ale i v jiných průmyslově vyspělých státech – prakticky nezajímala o problémy, které dnes zahrnujeme pod pojem ekologické. Jediným uznávaným kritériem byla ekonomická
efektivnost, přičemž jakákoliv snaha o uplatnění ekologických hledisek byla ignorována.
Dnes se postavili do čela těchto snah ekologové – profesionálové i transformovaní z jiných oborů. Vodohospodáři tím získali potenciální spojence, současně se však dožili překvapení. Nemálo ekologů místo společenství proti ničení životního
prostředí v globálním měřítku obrátilo svoji pozornost proti vodnímu hospodářství a vodohospodářské a hydroenergetické
výstavbě. Nezbývá než trpělivě objasňovat rozdílné přístupy k řešení ekologických problémů, vyplývající zřejmě z původního
rozdílného profesního zaměření, věcně je konfrontovat, hledat kompromisy a nalézat optimální řešení.
Je samozřejmým pravidlem, že při každém návrhu a realizaci vodohospodářského a hydroenergetického díla je třeba vždy
dbát vedle optimálního technického řešení i na jeho citlivé začlenění do okolního přírodního nebo urbanizovaného prostředí. Správně navržené vodní dílo nemůže vést k trvalé devastaci nebo dokonce likvidaci přírodního prostředí, ale k jeho
vhodné transformaci (na rozdíl od mnohých jiných soustředěných nebo liniových inženýrských staveb, jako jsou sídliště,
továrny, dálnice apod.). Bylo by omylem zamítat vodohospodářskou výstavbu proto, že v minulosti došlo v některých případech a z jakéhokoliv důvodu k chybám, většinou ve sféře realizace. Na druhé straně je ovšem nezbytné ve spolupráci s příslušnými odborníky předem řešit všechny související ekologické problémy tak, aby výsledné efekty byly celkově pozitivní
a ovlivnění přírodního prostředí minimální.
Ekologické otázky lze rozdělit v podstatě do dvou skupin: na otázky dotýkající se člověka a na otázky dotýkající se přírody,
zejména její fauny a flóry. Vodohospodáři jsou zcela konformní s odhodláním ekologů chránit a zachovat vybrané přírodní
komplexy s cennými říčními fenomény a ekosystémy, nicméně ze všech druhů fauny kladou na první místo člověka a jeho
přežití. Otázky ochrany prostředí nejsou překážkou při využívání vodních zdrojů, je však nutno brát v úvahu jak hledisko
ekologické, tak sociálně ekonomické. Obě vedou sama o sobě zpravidla k rozporným závěrům. Proto je nutno volit kompromisní řešení. Na projektech se mají podílet zástupci všech zainteresovaných skupin.
Potřeba a spotřeba vody roste ve všech vyspělých zemích i u nás. Vzhledem k naší geografické poloze, značně nerovnoměrným srážkám a velmi omezeným zdrojům podzemní vody, bylo a je u nás umělé zadržování vody v nádržích naprostou
životní nutností. Jakmile přesáhne naléhavá potřeba vody maximální vydatnost vodních zdrojů, stává se výstavba dalších
nádrží nevyhnutelná, a to přes některé nepříznivé důsledky pro okolí (zatopení území, kolísání hladiny, abraze břehů, změna
teplotního režimu apod.). Pro zásobování vodou jsou tedy nádrže nenahraditelné. Úkolem návrhu je ovšem nalézt ekologicky nejméně citlivou lokalitu a nepříznivé důsledky vyloučit nebo alespoň minimalizovat.
Rozumíme-li pod pojmem ekologické aspekty souhrn činitelů ovlivňujících přírodní prostředí i životní prostředí lidí, lze je členit na lokální a globální.
Lokální aspekty, jako je vliv nádrže na faunu a flóru v dané lokalitě, ovlivňování režimu podzemních vod, kvality povrchových vod atd., jsou zajisté neopomenutelné. Za dominantní však považujeme aspekty globální, které u hydroenergetických děl vyplývají z výhod využívání vodní energie v porovnání s jinými technicky dosažitelnými energetickými zdroji, jimiž
jsou u nás tepelné a jaderné elektrárny. Uvedeme alespoň některé z nich.
Vodní elektrárny – představují čistý zdroj energie, neboť:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
neznečišťují ovzduší kouřem, oxidy síry a dusíku, těžkými kovy, atp.,
nedevastují a neznečišťují krajinu (těžba uhlí, uranu, jejich doprava),
neznečišťují povrchové ani podzemní vody (těžba uranu, uhlí),
jsou bezodpadové (popílek, radioaktivní odpad),
jsou nezávislé na importu surovin ze zahraničí (ropa, plyn, uhlí, obohacený uran),
jsou pro široké oblasti vysoce bezpečné,
neničí trvale přírodní prostředí (trvalý zábor půdy), pouze jej transformují (vytvářením vodních ploch),
pružným pokrýváním spotřeby a schopností akumulace energie zvyšují efektivnost elektrizační soustavy,
vysokým stupněm automatizace přispívají k vyrovnávání změn na tocích a do určité míry i napomáhají při odvádění
velkých vod,
• vytvářejí nové možnosti pro revitalizaci dotčeného prostředí – prokysličováním vodního toku.
Za hlavní pozitivní ekologický aspekt vodních elektráren lze označit skutečnost, že každá kilowatthodina vyrobená v této
elektrárně ušetří přibližně 1 kg uhlí v tepelné elektrárně.
45
Většina z uvedených aspektů platí i právě pro malé vodní elektrárny (MVE), jejichž výstavba a rekonstrukce je dnes všeobecně podporována, i když občas naráží na nesouhlas těch nejpřísnějších ekologů. Ve prospěch MVE však hovoří mnoho
závažných argumentů, jako:
• jsou navrhovány a využívány vesměs jako průběžné bez akumulačních nádrží, takže nenarušují říční regiony, o jejichž
zachování usilují ekologové zejména v chráněných krajinných oblastech,
• navrhují a budují se u stávajících jezů, které byly postaveny v minulosti (někdy velmi dávné) a dnes již tvoří nedílnou
součást přírodního nebo urbanizovaného prostředí,
• přednostně se instalují v lokalitách zrušených mlýnů a elektráren, kde se nejedná o zásah do přírodního prostředí,
ale naopak o obnovu původního rázu krajiny,
• energeticky využívají sanitární průtoky a odběry vody pro zásobování vodou, popřípadě jiné vodohospodářské účely,
• navrhují a budují se na výpustných zařízeních rybníků, z nichž dosud odtékala voda nevyužita.
Nicméně i v těchto případech je třeba při návrhu, realizaci a zejména v provozu respektovat příslušná ekologická hlediska
a kritéria, aby se odstranily nebo minimalizovaly negativní vlivy na některé rostlinné a živočišné druhy v konkrétní lokalitě
(např. omezení kolísání hladiny rybníků apod.). V každém případě je nutné návrh MVE předem konzultovat s příslušnými
odborníky, a to již ve stadiu výběru lokality a návrhu hlavních parametrů.
Aby pojem čisté výroby elektrické energie, jak se MVE prezentují, byl vždy skutečně potvrzován, je třeba mít věc ekologie
v souvislosti s vodními toky stále na zřeteli. Týká se to již výběru lokality, projektové dokumentace, vlastního provádění stavby a hlavně při provozu dodržování všech zákonů a vodoprávních nařízení. Nejčastěji diskutovanou problematikou bývá:
Kontaminace vody ropnými produkty – u nových technologií se předpokládá maximální využití samomazných ložisek
a používání ekologicky nezávadných maziv na bázi rostlinných olejů. Také u starších, dožívajících technologií je vždy možné
opatření, které nepřipustí ekologický problém.
Dodržování odběru sjednaného množství vody – nejvhodnějším opatřením je používání spolehlivých automatik ve spojení
s hladinovou regulací, aby byl co nejvíce vyloučen někdy nevhodný vliv obsluhy na provoz.
Odstraňování naplavenin vytažených z vody – podle směrnic MŽP musí provozovatel MVE zajistit odvoz a likvidaci všech
z vody vytažených naplavenin, v žádném případě je nelze vracet pod MVE zpět do říčního toku.
Akustický projev MVE – pokud by MVE za provozu narušovala nepřípustným hlukem prostředí v lokalitě (týká se spíše
starších zařízení), je nutno upravit provoz, nebo provést opatření pro odhlučnění na náklady MVE.
Vhodné začlenění do reliéfu krajiny – již ve fázi projektové dokumentace je nutno vždy dodržet typ objektu a způsob provedení, jak bylo předepsáno stavebním úřadem, nebo urbanistou, aby stavbou nebyl narušen místní krajinný řád.
Dalo by se říci, že malá vodní elektrárna, pokud je správně provozována dle příslušných směrnic, nemůže škodit, naopak
přispívá životnímu prostředí nejen výrobou čisté energie, ale i tím, že čistí a provzdušňuje vodu a často pomáhá k celkové
revitalizaci lokality.
46
7. Obecný postup při zřizování MVE
Zájemce o vybudování malé vodní elektrárny musí při jejím zřizování učinit zhruba následující kroky, které je možno rozdělit
přibližně do tří základních oblastí:
Předprojektová příprava
V rámci předprojektové přípravy musí zájemce posoudit možnosti realizace MVE a připravit podklady nutné pro získání
povolení k jejímu zřízení. V této etapě zájemce musí:
•
•
•
•
vytipovat vhodnou volnou lokalitu a vyřešit otázku koupě či pronájmu,
zaevidovat se jako zájemce o stavbu MVE na odboru životního prostředí příslušného úřadu,
ověřit hydrologické podmínky vytipované lokality,
ověřit si dle možností nutné podmínky, které bude v dané lokalitě na základě zvláštních předpisů pravděpodobně nutno
splnit při realizaci (omezení vyplývající z předpisů týkajících se ochrany půdního fondu, ochrany lesa, ochrany životního
prostředí, některá omezení vyplývající z vodního a stavebního zákona apod.),
• opatřit si technicko-ekonomickou studii energetického využití lokality s návrhem technologického zařízení a s odhadem
celkových investic a návratnosti stavby,
• získat povolení k nakládání s vodami u vodohospodářského orgánu a zajistit podmínky pro získání stavebního povolení.
(V průběhu vodoprávního řízení jsou zájemci sděleny podmínky, které je nutno při výstavbě vodního díla splnit a zájemci
je uděleno povolení k vybudování vodního díla s platností na dva roky. Současně s vodoprávním řízením probíhá i územní řízení).
Zpracování projektu a získání stavebního povolení
Konečným cílem této etapy je získání stavebního povolení na příslušném stavebním úřadu. Zájemce o výstavbu MVE musí
podniknout následující kroky:
1. Dohodnout možnost připojení MVE do sítě a dohodnout podmínky výkupu vyrobené elektřiny.
2. Vybrat nejvhodnější technologii a výrobce zařízení.
3. Zajistit si projektovou dokumentaci.
4. Získat stavební povolení.
Následuje Technická realizace díla.
7. 1. Přehled dokumentů vztahujících se k MVE
Zákony
458/2000 Sb. – o podmínkách podnikání a výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů
energetický zákon.
406/2000 Sb. – ze dne 25. října 2000 o hospodaření s energií. Definice státní energetické koncepce, obnovitelných zdrojů,
energetického auditu apod.
254/2001 Sb. – ze dne 28. června 2001 o vodách a o změně některých zákonů (vodní zákon) ve znění zákona č. 76/
2001 Sb. Řídicí zákon pro výstavbu a provoz vodních elektráren.
401/2000 Sb. – o zadávání veřejných zakázek.
Vyhlášky
154/2001 Sb. – vyhláška Energetického regulačního úřadu ze dne 23. dubna 2001, kterou se stanoví podmínky udělování
licencí k podnikání v energetických odvětvích.
213/2001 Sb. – vyhláška Ministerstva průmyslu a obchodu ze dne 14. června 2001, kterou se vydávají podrobnosti náležitostí energetického auditu.
214/2001 Sb. – vyhláška Ministerstva průmyslu a obchodu ze dne 14. června 2001, kterou se stanoví vymezení zdrojů
energie, které budou hodnoceny jako obnovitelné.
438/2001 Sb. – vyhláška Energetického regulačního úřadu ze dne 4. prosince 2001, kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice. Podklad pro stanovení regulovaných zvýhodněných výkupních cen
energie z obnovitelných zdrojů.
252/2001 Sb. – vyhláška Ministerstva průmyslu a obchodu ze dne 28. června 2001, o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla. – Zásadní dokument!
47
Ostatní dokumenty:
195/2001 Sb. – Nařízení vlády ze dne 21. května 2001, kterým se stanoví podrobnosti obsahu územní energetické koncepce.
63/2002 Sb. – Nařízení vlády ze dne 16. ledna 2002 o pravidlech pro poskytování dotací ze státního rozpočtu na podporu
hospodárného nakládání s energií a využívání jejích obnovitelných a druhotných zdrojů.
Státní program na podporu úspor energie a využití obnovitelných zdrojů pro rok 2003. Aktualizuje se každý rok, zajišťuje
ČEA (Česká energetická agentura).
Cenové rozhodnutí ERÚ (Energetický regulační úřad) č. 1/2003, ze dne 28. listopadu 2002, kterým se stanovují ceny elektřiny a souvisejících služeb.
48
8. Možnosti ve výběru technologie
I když problematiku výběru technologie je vždy vhodné přenechat odborníkům, projektantům MVE, je také užitečné umět
se orientovat alespoň v zásadních podmínkách, k čemuž slouží základní charakteristika typů turbín podle průtoků a spádů
(následující graf). Teorie vodních turbín je v současnosti již na takovém stupni vývoje, že lze jen stěží pro běžné průtoky a spády očekávat výraznějšího zdokonalení a zvýšení účinnosti. Vývoj směřuje k prefabrikaci jednotlivých částí MVE,
zejména v instalaci kompaktních soustrojí, čímž se podstatně omezí rozsáhlé a nákladné montáže přímo na lokalitě.
Firmy zabývající se výrobou obvykle nabízejí ucelené řady turbín, z nichž se vybírá ta, která bude nejvíce vyhovovat parametrům lokality. Při tom je vždy třeba provádět výběr v soutěži mezi minimálně třemi, ale spíše pěti a více dodavateli.
Základní charakteristika vodních turbín, jejich dosažitelný výkon P a vymezení oblastí jejich použití v závislosti na dispozicích
vodního zdroje (Q znamená průtok turbínou, H je spád)
Vyvětlivky: PIT, PB, S a T jsou pouze různá konstrukční provedení Kaplanovy turbíny
49
8. 1.
Přímoproudé turbíny
Přímoproudé turbíny jsou pro použití z hlediska jejich cenové rentability a snížení investičních nákladů velmi zajímavé a tudíž oblíbené. Uplatňují se zejména u lokalit s menším spádem a relativně velkými průtoky. Jejich hydraulický profil má určité
technicko-ekonomické přednosti a především umožňuje značné snížení stavebních nákladů na instalaci turbosoustrojí
MVE. Osově symetrický hydraulický profil přímoproudého soustrojí využívá diagonální nebo axiální rozvaděč a axiální
oběžné kolo. Výška soustrojí má příznivý vliv na stavební řešení elektrárny se zřetelem na založení stavby, řešení vývařiště
a dispozici strojovny. Při instalaci přímoproudé turbíny je proto možné očekávat snížení stavebních nákladů o 25 až 30 %,
odrážející se ve snížení celkových nákladů na výstavbu MVE o 15 až 20 %. Koncepce přímoproudé turbíny může mít několik
variant (s obtékaným generátorem, šachtová, S – turbína, šikmé uspořádání).
8. 2.
Spirální turbíny
Pro střední a vyšší spády se uplatňují Francisovy spirální turbíny v horizontálním provedení. Turbína má tlakovou spirálu
a regulovatelné rozváděcí lopatky s čepy uloženými v samomazných pouzdrech. Na spirálu je napojena savka tvarovaná
z ocelového plechu. Před turbínu se umísťuje provozní uzávěr. Ke spojení turbíny s asynchronním, nebo synchronním
generátorem se používá řemenový převod, nebo převodovka. Turbína bývá automaticky řízena hydraulickým regulačním
agregátem, nebo také elektrohydraulickým regulátorem otáček pomocí tlakového oleje.
8. 3.
Nová technologie pro extrémně nízké spády
Také pro řešení problematiky extrémně nízkých spádů skončil v uplynulém roce na VÚT–EÚ, odboru hydraulických strojů v Brně, vývoj nového typu vodní turbíny, zaměřený na zpracování velmi nízkých spádů a poměrně značných průtoků.
Jedná se o zcela nové řešení vrtulové turbíny s dvoulopatkovým oběžným kolem bez rozvaděče, které bude regulovatelné
měnou otáček. Tento vývoj je zaměřen právě na typ stroje který v oblasti velmi nízkých spádů a vysokých průtoků dosáhne
dobrých účinností při nízkých výrobních nákladech.
Základní hydraulická koncepce stroje dostala název „Vírová turbína“. Jedná se v celosvětovém měřítku o zcela novou
koncepci, která byla zapsána na patentovém úřadě dne 22. 1. 2001 pod č. PÚV 10767. Laboratorní zkoušky na zkušebně
VUT Brno byly ukončeny a připravuje se instalace první demonstrační turbíny na díle, kde by absolvovala další ověřovací
a komplexní zkoušky. Věřím, že právě tato turbína by mohla hlavně svojí nízkou pořizovací cenou, vedle již osvědčených
přímoproudých turbín (třílopatkových), vyřešit energetické využití zbývajícího potenciálu s extrémně nízkými spády, kterých
je u nás z nevyužité části cca 35 %.
50
9. Domácí výrobci technologie pro MVE
Výběr vodních turbín a celý další široký sortiment technologie pro vodní elektrárny zajišťuje pro tuzemskou poptávku více
než desítka firem, z nichž některé si již vytvořily reference v Evropě i jinde ve světě, kde úspěšně konkurují renomovaným
zahraničním výrobcům. V následující části jsou uvedeni nejznámější naši výrobci, jejichž nabídky se úspěšně prosazují
na tuzemském a převážně na zahraničním trhu.
ČKD Blansko Engineering, a. s. (ČBE, a. s.)
Naše největší a nestarší firma s tímto zaměřením, nabízí pro MVE turbíny Kaplanovy, Francisovy, Peltonovy, Reiffenstein,
Deriaz a čerpadlové turbíny, vše v různém uspořádání a velikostech. Dále realizuje dodávky všech zařízení a příslušenství
pro energetiku a vodní stavby. Jsou to hydraulické regulační agregáty, česle, čisticí stroje česlí, stavidla, hradidla, potrubní
uzávěry, ocelové konstrukce vzdouvacích zařízení, servis a opravy zařízení vodních elektráren, prakticky vše v souvislosti
s výstavbou, provozem i servisem pro VE i MVE. Konstrukce řešení a materiály vyhovují ekologickým požadavkům. Mimo
vodních turbín dodává také akumulační čerpadla a všechny typy hydraulických uzávěrů. ČKD Blansko Engineering, a. s.,
(dále jen ČBE) je obchodním partnerem, který dokáže zajistit širokou škálu integrovaných služeb v oblasti technologie
dodávek pro vodní energetiku a vodní stavby. Velký důraz je kladen na zjištění a řízení kvality podle mezinárodních norem.
Společnost vlastní certifikát ISO 9001.
ČBE dále nabízí:
•
•
•
•
•
•
•
projektové studie a vypracování projektových dokumentací,
hydraulické výpočty a návrhy vodních strojů,
modelové zkoušky vodních turbín a čerpadel ve vlastní hydraulické zkušebně,
seizmické, vibrační a únavové zkoušky, kalibrace měřidel průtoků a tlaků,
montážní práce, montážní dozor, řízení a vedení stavby,
uvedení dodaných zařízení do provozu, měření a zkoušky na díle,
rekonstrukce a inovace instalovaných vodních strojů a hydrotechnických zařízení.
Společnost je schopna dodávat zařízení špičkových parametrů, splňující požadavky na našem i světovém trhu. Díky zkušeným a kvalifikovaným pracovníkům, kteří mají k dispozici potřebné technické vybavení, si firma za dobu své existence
vytvořila vlastní kvalitní know-how na vysoké úrovni, které umožňuje realizaci dodávek pro vodní elektrárny, jež vyhovují
náročným požadavkům provozovatelů na spolehlivost, bezpečnost a ekologii provozu.
Z celého sortimentu turbín pro malé vodní elektrárny lze uvést výrobek z poslední doby, který svou prodejní cenou, kvalitou
provedení a technickou úrovní může konkurovat srovnatelným výrobkům. Jedná se o mikroturbínu Reiffenstein, která je určena pro výrobu elektrické energie v malých a domácích elektrárnách.
Technický popis navrženého řešení:
• Kompatibilní ekologické řešení soustrojí je horizontální, dodávané jako komplet turbína s generátorem na společném
rámu.
• Oběžné kolo je na společném hřídeli s asynchronním generátorem, s ocelovou svařovanou spirálou čtyřhranného profilu, regulační lopatkou a s nerezovým oběžným kolem svařované konstrukce.
• Regulační lopatka turbíny je ovládána elektrickým servopohonem. Havarijní zavření lopatky je řešeno pomocí páky se
závažím a elektricky řazené zubové spojky.
• Půdorysná plocha soustrojí je 2550 × 1300 mm a výška soustrojí 1150 mm. Hmotnost soustrojí bez generátoru
je cca 1500 kg – oběžná kola se nabízejí v průměru 250 mm, 300 mm a 350 mm.
• Asynchr. generátor má hřídel upraven pro uchycení oběžného kola, ložisek, ucpávky. Je vybaven snímačem otáček.
51
MAVEL, a. s.
Vyrábí, dodává a uvádí do provozu se zajištěním následného záručního a pozáručního servisu kompletní technologické
celky s turbínami typu Kaplan, Francis, Pelton a Bánki, včetně jejich modifikací, v rozsahu výkonů od 2 kW do 20 MW.
Dodávaná zařízení splňují požadavky na vysokou účinnost a spolehlivost. Jsou vybavena regulačními prvky včetně elektročástí s digitálními řídicími systémy, zabezpečujícími bezobslužný provoz v různých typech provozních režimů.
Výrobní program zahrnuje rovněž dodávky pomocných zařízení. Hydraulicky ovládané ocelové jezové klapky, malé automatické jezové klapky, hradicí segmenty, hydraulicky ovládané čisticí stroje česlí a stavidlové konstrukce. Sortiment nabídky
doplňují vtokové uzávěry, montážní vložky, rotační rozvaděče tlakového oleje, hydraulické rozběhové a regulační spojky.
Nedílnou součástí jsou i realizace generálních oprav a rekonstrukcí vodních elektráren, vodohospodářských celků či dodávky speciálních ocelových konstrukcí nejen pro hydroenergetiku.
Mavel vyrábí také velmi jednoduché vrtulové turbíny pro energetické mikrozdroje. Turbíny se vyrábějí ve dvou velikostech:
TM3 s průměrem oběžného kola 300 mm a TM5 s průměrem 550 mm. Jsou to násoskové turbíny s litinovou komorou a plechovou svařovanou sací rourou, jejichž rozměr je upraven podle podmínek v dané lokalitě. Rozváděcí i oběžné lopatky jsou
pevné, neregulovatelné, nebo na přání s přestavitelnými lopatkami oběžného kola.
Rozváděcí kolo je pevné, nepřestavitelné. Vyrábějí se oběžná kola s několika profily otevření tak, aby pro dané průtočné
poměry bylo možné zvolit optimální variantu. Turbíny pracují s asynchronními motory v generátorovém chodu – tedy vždy
v součinnosti s energetickou sítí. Mikrosoustrojí s násoskou je uváděno do provozu pomocí vlastního elektromotoru. Při zapnutí do sítě pracuje turbína jako čerpadlo (cca 15 s) a po zaplnění násosky vodou, soustrojí přechází automaticky do turbínového chodu, v němž elektromotor pracuje jako generátor. Soustrojí se odstavuje zavzdušněním násosky.
Turbíny MAVEL se vyrábějí od roku 1983 původně jako turbíny METAZ u fy. METAZ v Týnci nad Sázavou. Těchto strojů
pracuje u nás spolehlivě cca 700 kusů, na spádech od 2 do 6 m. Jsou vhodné např. do lokalit, kde nahrazují původní vodní
kolo na svrchní vodu. Zde se pak pouze vybuduje opěrná zeď, čímž vznikne kašna. V ní se poměrně jednoduchým způsobem instaluje turbína MAVEL. Současný výrobce MAVEL, a. s., dodává kompletní soustrojí včetně generátoru a elektrického
rozvaděče.
Podmínkou omezující nasazení těchto jednoduchých turbín je pokud možno konstantní průtok a jen málo se měnící úroveň
horní hladiny. Účinnost těchto strojů se pohybuje od 72 do 80 %, což jsou solidní hodnoty pro tuto velikost a pro použitou
technologii výroby. Typ MAVEL TM3 lze ekonomicky nasadit od spádu 3 m a průtoku 0,3 m 3/s, typ MAVEL TM5 od spádů
kolem 2 m a průtoků asi 0,8 m3/s. Horní hranicí spádu u obou velikostí je hodnota 6 m.
Pohyblivé části turbíny jsou samomazné (dolní vodicí ložisko), nebo se zabezpečením proti úniku maziva – mimo kontakt
s říční vodou (horní závěsné ložisko). Tím jsou tyto turbíny ekologicky nezávadné, způsobilé i pro provoz ve vodárenských
přivaděčích.
Vhodnost instalace turbín MAVEL do dané lokality však vždy musí posoudit projektant, popř. výrobce turbíny.
V oblasti turbín jsou však hlavním programem firmy MAVEL přímoproudé Kaplanovy turbíny, které se vyznačují dlouhou
životností, vysokou účinností v široce regulovaném provozním pásmu pro spády od 2 do 12 metrů a s průměry oběžných
kol od 1050 mm do 2000 mm.
ČKD TURBO TECHNICS, spol. s r. o.
Nabízí výrobu energetického zařízení včetně montáže, opravy i rekonstrukce vodních turbín. V oblasti pro malé vodní elektrárny zajistí komplexní dodávky technologie včetně instalace na díle (montáž a uvedení do provozu). Dále nabízí generální
opravy a rekonstrukce vodních turbín včetně regulace elektrických rozvaděčů a souvisejících dalších prvků pro MVE jako
česlová pole, čisticí stroje česlí a stavidlové tabule.
Nabízené vodní turbíny jsou typu Kaplan, Francis, Pelton a Bánki, v rozsahu výkonu od 8 kW do 160 kW u menších typů
a u větších až do výkonu cca 4MW. U menších typů je nabídka podpořena velmi vhodnou typovou standardizací a u větších
umožňuje individuální přístup pro vhodnou volbu soustrojí. Kompletní soustrojí jsou vybavena úplnými regulačními zařízeními a digitálními řídicími systémy, které vyhovují ve spojení jak s asynchronními, tak i se synchronními generátory – pro
paralelní provoz s veřejnou energetickou sítí, i pro provoz se sítí vydělenou – samostatnou.
Firma poskytuje investorům technickou pomoc formou studií proveditelnosti technologie, kapacitní výpočty, posuzování
technického stavu technologie a hydrodynamických jevů v potrubních přivaděčích. Dále poskytuje technickou projekci
do úrovně prováděcích plánů, kompletaci provozních souborů a vše v součinnosti s dodávkou MVE „na klíč“.
I když firma nabízí velice široký sortiment všech typů turbín, patří vedle ČBE k našim největším producentům spirálních turbín Francis. Jejich typickým výrobkem jsou horizontální Francisovy spirální turbíny, které se již osvědčily jak na tuzemském
trhu, tak i v zahraničí.
Uvedené Francisovy spirální turbíny se uplatňují v širokém rozsahu pro střední a vyšší spády převážně v horizontálním
provedení. Turbína má tlakovou spirálu a regulovatelné rozváděcí lopatky, s čepy uloženými v samomazných pouzdrech.
Na spirálu je napojena savka, tvarovaná z ocelového plechu. Před turbínu se umísťuje provozní uzávěr. Ke spojení turbíny
52
s asynchronním nebo synchronním generátorem se používá řemenový převod nebo převodovka. Turbína bývá automaticky
řízena hydraulickým regulačním agregátem, nebo také elektrohydraulickým regulátorem otáček pomocí tlakového oleje.
Tyto turbíny se nabízí v průměrech oběžných kol od 300 do 1000 mm.
HYDROHROM, s. r. o.
Firma se zabývá výrobou vodních turbín a patří po ČKD Blansku k nejstarším, ale také k největším co do počtu vyrobených
celků se 150 realizovanými projekty a téměř 300 vyrobenými turbínami. Vyrábí turbíny vlastní konstrukce na jejichž vývoji
spolupracuje s renomovanými odborníky z ČVUT.
Turbíny typu Kaplan jsou vyráběny v provedení přímoproudém – vertikálním s automatickou regulací oběžného a rozváděcího kola. U těchto turbín je provozním uzávěrem uzavíratelné rozváděcí kolo. Přímoproudé turbíny jsou dodávány
i v provedení „Semi – Kaplan“, s pevným rozváděcím a regulovaným oběžným kolem. Provozním uzávěrem tohoto typu
bývá i stavidlový nebo klapkový uzávěr ovládaný gravitační silou. Turbíny HYDROHROM jsou určeny převážně pro paralelní
chod s energetickou sítí v automatickém bezobslužném provozu, s ovládáním podle hladinové regulace. Podle velikosti
spádu jsou turbíny individuálně vybavovány nejvhodnějším typem oběžného kola z hlediska kavitací a dosažení maximálních možných účinností. Volba typu oběžného kola umožňuje stavebně jednoduché řešení strojovny také tím, že oběžné
kolo a podlaha strojovny jsou umístěny nad úrovní dolní hladiny. HYDROHROM nabízí turbíny s oběžnými koly o průměru
od 600 do 2200 mm. Konstrukce turbín splňuje požadavky na bezpečný provoz z hlediska ochrany životního prostředí.
Mimo přímoproudých Kaplanových turbín vyrábí firma také turbíny typu Pelton, vhodné pro použití na spádech od 30 m až
do 400 m a s výkony do 1000 kW. Tyto turbíny jsou také vhodné zejména pro energetické využití na vodovodních řadech,
kde splňují požadavky na ekologicky bezpečný provoz.
Firma HYDROHROM dodává kompletní technologické vybavení včetně elektrické části a regulace. Silnoproudá část
ve standardním provedení potom obsahuje všechny ochrany sítě podle požadavku ČSN, DIN.
Regulaci řízení soustrojí zabezpečuje mikropočítačová jednotka s následujícími funkcemi:
• hladinová regulace,
• automatické fázování generátoru při synchronních otáčkách a odstavení při nulovém výkonu,
• hlídání poruchových stavů (zpětný výkon, proudová nesymetrie, průběžné otáčky, apod.),
53
•
•
•
•
•
•
•
řízení souběhu více soustrojí a jejich přepínání,
funkce záznamu dat s cca 2500 záznamy,
provozní deník,
spojení až 63 řídicích jednotek na společnou sběrnici,
přímé připojení vzdáleného terminálu,
připojení sériové tiskárny,
dálkové monitorování a ovládání pomocí telefonního,
nebo GSM modemu – možnost zasílání SMS na běžný
telefon a možnost ovládání pomocí SMS,
• vizualizace stavu soustrojí řídicím systémem Promotic,
snadná modifikovatelnost podle potřeb provozovatele
(např. řízení čisticího stroje česlí).
Turbíny HYDROHROM (provedení S) lze také jednoduchým
způsobem instalovat do kašen po starých Francisových turbínách. Pro osazení se provede pouze vhodná čelní zeď. Do
větší kašny lze takto osadit vedle sebe i dvě nové turbíny.
HYDROHROM neustále rozšiřuje svoji nabídku – jsou realizovány turbíny stále větších rozměrů a výkonů. Původní výroba
turbín typu Kaplan byla rozšířena o turbíny Pelton a Francis. Firma také nabízí široký sortiment všech komponentů souvisejících s provozem MVE. Firma zajišťuje podle požadavku zákazníků dodávky kusových zařízení (rekonstrukce MVE)
i komplexní realizace MVE na klíč. Nejvíce rozšířený typ turbíny HYDROHROM – HH 860, se vyznačuje svou jednoduchostí
a přizpůsobivostí podmínkám stavby.
CINK vodní elektrárny, a. s.
Nosným programem firmy je turbína vyvinutá na principu rovnotlaké turbíny BANKI, která byla množstvím nových vývojových prvků (patentovaných) již od prvopočátku brána jako turbína typu CINK.
Nabízí výrobu a montáž MVE na klíč. Firma je mj. specializována na instalace MVE do vodárenských systémů pitné
vody. Již od počátků výroby byly tyto turbíny vyvíjeny pro
použití v systémech s pitnou vodou. Mají potřebná výkonová
data a kvalitu společně s ekologickou nezávadností a bez
přerušování zajišťují dodávky vody. Cinkova turbína je typem
průtočná s patentovaným radiálně uzavíracím regulačním
segmentem a plně funkční savkou. Díky tomu tyto turbíny
dosahují vysokých účinností.
Regulační segment Cinkovy turbíny je poháněn elektrickým
motorem a není tudíž potřebná hydraulika. Tím je zaručeno,
že pitnou vodu nelze ohrozit žádným ropným produktem.
Turbína má též patent na těsnicí systém ložisek, při využívání biologických mazacích tuků.
Cinkova turbína je rovněž při srovnatelném výkonu menší než turbína typu Francis. Turbína může být proto instalována do
malého prostoru, což je výhodné při zabudování do stávajících objektů. Zajímavou specifikací konstrukce těchto turbín
je také přisávání vzduchu do vnitřního prostoru turbíny za účelem omezení kavitací, což na výtoku z turbíny působí jako
provzdušňovač vody. Cinkovy turbíny jsou instalovány již na 270 místech v 15 zemích.
V nabídce firmy CINK je kompaktní přenosné zařízení MIKROTURBO. Je vhodné jako vlastní zdroj elektrické energie v místech mimo dosah elektrické sítě. Je k použití také jako záložní zdroj elektrické energie. Přívod vody je možno provádět
ocelovým nebo plastovým potrubím, případně i textilní hadicí. Mikroturbína je rovněž konstruována se zřetelem na životní
prostředí a je vybavena atestem pro použití v systémech s pitnou vodou.
Z další nabídky jsou to turbíny typu Kaplan řešené jako stavebnice z jednotlivých částí, aby bylo možné kombinací vytvořit
více modifikací podle potřeby a požadavků zákazníka. Průměry oběžných kol jsou v řadě od 1 m do 2,8 m se třemi až šesti
lopatkami. Pro pohon regulace turbíny je použita vysokotlaká hydraulika umístěna mimo kontakt s proudící vodou. Těsnění
hřídele proti vodě je bezúdržbové, mechanickou ucpávkou. Použité materiály jsou od litiny až po konstrukční nerezovou
ocel, podle dispozic. Dále je nabízena spirální turbína Francis v horizontálním i vertikálním provedení. Pohon regulace
je hydraulický, umístěný mimo průchod proudící vody. Pro vodárenské provozy je regulace elektrická.
Pro vysoké spády nad 100 m firma nabízí turbíny typu Pelton, v provedení vertikálním i horizontálním. U obou provedení
je konstrukčně umožněno upevnění oběžného kola turbíny přímo na prodloužený hřídel generátoru. Turbínová skříň je svařována z plechů. Použité materiály se liší podle provedení a požadavků zákazníka od litiny, po konstrukční a nerezovou ocel.
Sortiment nabídky je doplněn výrobou kalových čerpadel MAPE 50, 100, 150. Dodává též kompletní elektrotechnologie
k MVE a příslušenství: stavidla, česle, čisticí stroje, atp.
54
EXMONT – Energo, a. s.
Nabízí opravy, rekonstrukce, montáže a výrobu energetických zařízení. V oblasti pro malé vodní elektrárny zajistí komplexní
dodávky technologie (na klíč), včetně instalace na díle. Dále nabízí generální opravy, rekonstrukce vodních turbín, hydraulických regulátorů a výrobu elektročástí, včetně všech souvisejících dalších prvků pro MVE. Výrobní program společnosti
je široký, z nabídky vybíráme:
• Kaplanovy kašnové turbíny KTE, vertikální se čtyřlopatkovým oběžným kolem, které se připojuje pomocí převodovky,
nebo řemenovým převodem na asynchronní, nebo synchronní generátory.
• Plynulá regulace lopatek RK i OK se vzájemnou vazbou umožňuje provoz soustrojí v oblasti 30 % až 100 % návrhového
průtoku s vysokou účinností.
• Provoz soustrojí je řízen hladinovou regulací s hydraulickým agregátem, která řídí otevření turbíny v závislosti na
okamžitých hydrologických podmínkách a současně zajišťuje spolehlivé odstavení soustrojí v případě havarijních
stavů (porucha sítě, nedostatek průtoku vody , atp.).
• Konstrukční řešení zajišťuje ekologicky nezávadný provoz
soustrojí.
• Na požádání lze připravit soustrojí ve zjednodušeném
provedení s pevnými, nebo pouze za klidu přestavitelnými
lopatkami oběžného kola turbíny.
Turbíny se dodávají ve standardním provedení oběžného kola v průměrech OK = 800 mm, 1000, 1300, 1600,
a 2000 mm, pro rozsah spádů od 2 do 8 m.
• Kaplanovy přímoproudé turbíny PIT – s generátorem
v šachtě, jsou navrženy pro stejné průměry oběžných kol
a navazují tak na standardně vyráběné typové řady vertikálních Kaplanových turbín.
Možnosti regulace a technické provedení je u obou typů
shodné.
• Lopatky rozváděcího a oběžného kola jsou uloženy v samomazných ložiskách, hřídel turbíny je uložena ve valivých ložiskách. Oběžné kolo je z nerezového materiálu.
Výhodou horizontálního uspořádání je sací trouba – má nižší ztráty a vyžaduje nižší stavební náklady.
• Na přání zákazníka je možno dodat i přímoproudé turbíny kolenové, tzv. „S“ turbíny.
Nabídka firmy dále uvádí:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
turbíny Francisovy , Peltonovy a Bánkiho,
řetězové a cévové čisticí stroje,
nízkootáčkové asynchronní generátory,
silové části regulátorů MVE i VE,
klapkové a kulové uzávěry turbín,
chladicí zařízení, vzduchové a olejové systémy,
další příslušenství potřebné k provozu MVE i VE,
doplňková zařízení, tj. stavidla, hradidla, česle.
Lopatky, čepy vyvařením nebo nástřikem, kluzná kompozitová ložiska a hydraulické regulátory.
Strojírny Brno, a. s.
Strojírny Brno nabízejí veškerou činnost týkající se vodní energetiky. Zabezpečují výrobu malých technologických celků,
opravy a repase vodních turbín. K dalšímu programu patří výroba hydrotechnických zařízení, speciálních armatur, hydraulických agregátů a další technologie související s MVE.
Přehled o činnosti firmy:
•
•
•
•
•
•
•
Konzultační, konstrukční, projekční a servisní činnost v oblasti MVE.
Komplexní dodávky technologického zařízení MVE.
Projektování a výstavba vakových jezů.
Výroba Kaplanových turbín – přímoproudé, v provedení S, s průměry oběžného kola do 2100 mm a pro spády do 8 m.
Vertikální turbíny kašnové, nebo spirální s průměry oběžného kola od 400 do 2500 mm a pro spády do 45 m.
Výroba Francisových turbín – horizontální, nebo vertikální spirální s průměry oběžného kola do 1200 mm.
Výroba Peltonových turbín – horizontální i vertikální jedno až pětidýzové, s průměry oběžného kola od 400 do 800 mm
a pro spády až 600 m.
• Dále nabízí uzávěry – klapky závažové, kuželové uzávěry, rozstřikovací uzávěry a dilatační vložky, čisticí stroje česlí,
hrazení vtoků a výtoků.
55
Vývojová a výzkumná činnost je založena na úzké spolupráci s VUT Brno – katedrou hydraulických strojů. Probíhá výzkum
na vývoji turbín pro velmi nízké spády a velké průtoky. Jedná se zejména o optimalizaci Kaplanových třílopatkových turbín. Dalším směrem vývoje je použití vodicích ložisek oběžných kol mazaných filtrovanou vodou, což má jednoznačný vliv
na ekologii provozu MVE.
K nejčastějším výrobkům firmy patří turbíny typu Kaplan
a z posledních zajímavých nabídek to je turbína MINI.
Je určena pro zpracování i nejmenších průtoků, s možností
využití v širokém rozsahu spádů. Jedná se o Kaplanovu
turbínu, která může být umístěna v betonové kašně, nebo
i v plechové spirální skříní.
Uspořádání soustrojí může být horizontální, nebo i vertikální.
Turbíny se používají na přímé spojení s generátorem, také
je možné spojení pomocí řemenového převodu, nebo převodovky. Rozvaděč a oběžné kolo jsou ovládány hydraulicky,
agregát je součástí soustrojí. Na přání je možné pro ovládání
použít elektrické servomotory. Elektrický rozvaděč s řídicím
systémem umožňuje provoz turbíny podle hladinové regulace.
Z hlediska stavební části je koncepční řešení jednoduché, proto jsou turbíny vhodné také pro použití při rekonstrukci starých objektů – při zachování původní turbínové kašny. Turbíny se vyrábějí ve čtyřech velikostech průměru oběžného kola
a to 400 mm, 500 mm, 600 mm, a 700 mm.
ZIROMONT, spol. s r. o.
Navrhuje, vyrábí a dodává technologická zařízení pro MVE – konkrétně se společnost zaměřila na přímoproudé vodní turbíny s oběžným kolem typu Kaplan. Turbíny se vyznačují především velkou hltností při daném spádu, menšími zástavbovými
rozměry a řadou možných variant jejich umístění ve strojovně elektrárny. Plášť turbíny s vnitřním ložiskovým a ucpávkovým
tělesem, diagonálním rozváděcím kolem a komorou oběžného kola je řešen jako kompaktní celek včetně štítu pro upevnění
generátoru. Tvar pláště je navržen tak, aby ztráty prouděním byly co nejmenší. K zachycení hmotnosti turbíny včetně generátoru je plášť na spodní části opatřen tuhým podstavcem.
Soustrojí se dodává v tomto provedení regulace:
• rozváděcí i oběžné kolo automaticky regulované,
• oběžné kolo automaticky regulované, rozváděcí kolo pevně nastavené,
• rozváděcí kolo automaticky regulované, oběžné kolo pouze za klidu přestavitelné.
U všech variant je automatická regulace provedena hydraulicky. U typů s automatickou regulací rozváděcího kola plní toto
kolo též funkci provozního rychlouzávěru pro okamžité odstavení turbíny. Turbíny jsou určeny k pohonům asynchronních
generátorů pracujících paralelně s veřejnou energetickou sítí. Přenos výkonu na hřídel generátoru a požadovaný převodový
poměr je řešen zcela zakrytovaným plochým ozubeným řemenem, který se vyznačuje vysokou účinností, tichým chodem
a chopností přenosu velkých výkonů.
Turbína i generátor jsou připojeny na samostatný elektrorozvaděč s množstvím silových řídicích a bezpečnostních prvků,
včetně mikropočítače, který zajišťuje automatický bezobslužný provoz celého zařízení v závislosti na množství protékající
vody. Hlavní náplní je zdokonalování a vývoj řešení vedoucí k co nejefektivnějšímu využití vodního potenciálu příslušné MVE
v průběhu celého roku. Na zakázku taktéž nabízí konstrukční a projekční práce v oboru MVE. Pro nová i repasovaná zařízení MVE navrhuje a dodává hydraulická ovládání RK i OK, řemenové převody, hřídelová uložení, ucpávky a elektrorozvaděče
s řídicí automatikou atp.
56
10.
Závěr
Z obsahu kapitoly o využití MVE vyplynulo, že výhodnější a současně i větší část našeho hydroenergetického potenciálu
je již obsazena, tj. využita. Dá se také říci, že v ČR je stále ještě hydropotenciál čekající doposud na využití, avšak jeho
technické parametry jsou již výrazně méně ekonomicky výhodné pro realizaci. Jedná se o lokality s nízkými spády, v lepším
případě od 2 do 5 m a s extrémně nízkými spády do 2 m. Lokality se spády vyššími budou k dispozici jen velmi zřídka,
hlavně u vodárenských zařízení, kde však budou pro realizace obtížnější podmínky legislativní a ekologické. Vzhledem
k tomu, že máme velmi dobré technologické zabezpečení od množství našich výrobců, kteří prakticky nabízejí všechny typy
turbín, všech modifikací a velikostí (viz kap. 8 a 9), je předpoklad, že bude možné využít i lokality s extrémně nízkými spády,
i když je zřejmé, že příští realizace se budou vyznačovat delší dobou návratnosti vložených investic a tím pádem i nižšími
ekonomickými výsledky.
Nelze také opomenout, že z celkového počtu našich MVE (cca 1 350) je více než 60 % osazeno zastaralou technologii
z let 1920 až 1950 (nejčastěji 1930 až 1940), které vykazují účinnosti o 10 až 20 % nižší, než dnes moderní technologie.
Vyhodnocení (viz kap. 4) provozu zastaralých, neekonomicky provozovaných MVE ukázalo nevyužitý potenciál v rozsahu
výkonu P= 18,5 MW e a ušlou roční výrobu téměř 100 000 MWhe.
Lze také říci, že mnoho starších MVE nevyužívá v danné lokalitě hydropotenciál jak vlivem účinnosti turbíny, tak i vlivem
nedokonalého technického provozního zabezpečení (automatiky, rozsah regulace, hladinové regulace). Optimální využití
našich toků nelze řešit pouze plným obsazením všech lokalit, ale také technickou úrovní všech provozovaných MVE. Zde
by bylo vhodné zmapovat zastaralé, již dožité technologie, zpracovat studie na jejich modernizaci a přímo realizovat rekonstrukce výměnou těch technologií, které často nesplňují ani ekologickou bezpečnost na říčním toku. Podstatou pro tato
řešení však bude zajištění investic, nejlépe zaměřením státních podpor na tyto akce.
Vzhledem k účelovému zaměření příspěvku na situaci v problematice MVE je přiměřené se alespoň na tomto místě krátce
zmínit o využití hydropotenciálu ČR největšími provozovateli vodních elektráren obecně. Zde se největší výkon soustřeďuje na vltavskou přehradní kaskádu, kde jsou instalovány elektrárny v lokalitách Lipno, Orlík, Kamýk, Štěchovice a Vrané
(celkový výkon 706 MW). V rámci ČEZ, a. s., je však zastoupeno i celkem sedm MVE (instalovaný výkon celkem 18,4 MW).
Dalšími významnými provozovateli MVE jsou Hydročez, který provozuje osm MVE na Labi, Moravě a Svratce (instalovaný
výkon celkem 14 MW) a regionální distribuční společnosti, např. ZČE spolu s VČE, které vlastní dohromady devět MVE
(instalovaný výkon celkem 28,2 MW). K ostatním větším provozovatelům MVE patří fa Energo–Pro a jednotlivé akciové
společnosti Povodí.
V České republice mají obnovitelné zdroje cca 3% podíl na hrubé spotřebě el. energie (kryto převážně hydroenergetikou).
Podle posledních závazků přijatých v rámci EU 15 by průměrná hodnota podílu OZE na hrubé spotřebě elektřiny měla v EU
dosáhnout, a to k roku 2010, zvýšení ze současných 13,9 na 22 % (směrnice EU č. 01/77/EC). Česká republika přijala pro
sebe ambiciozní cíl téměř trojnásobného zvýšení tohoto podílu OZE ze současného stavu až na 8 % k roku 2010.
Vodní elektrárny ČEZ, a. s.
Lokalita:
Typ
Dalešice
PVE
4
Mohelno
MVE
2
Dlouhé Stráně 1
PVE
2
Dlouhé Stráně 2
MVE
1
Lipno I
Počet soustrojí
Instalovaný výkon (MW)
450
1,76
650
0,16
120
Rok uvedení do provozu
1978
1977–1999
1996
1996
VE
2
Lipno II
MVE
1
1,5
1959
1957
Hněvkovice
MVE
2
9,6
1992
Kořensko 1
MVE
2
3,8
1992
Kořensko 2
MVE
1
0,94
2000
Želina
0,63
1994
MVE
2
Orlík
VE
4
364
Kamýk
VE
4
40
1961
Slapy
VE
3
144
1955
Štěchovice I
VE
2
22,5
1943–1944
PVE
1
45
1948–1996
VE
2
13,88
1936
35
1867,77
Štěchovice II
Vrané
Celkem:
1961–1962
VE – vodní elektrárna, PVE – přečerpávací vodní elektrárna, MVE – malá vodní elektrárna
57
Použité zdroje
Pažout, F.: Malé vodní elektrárny. SNTL, Praha 1990
Firemní literatura výrobců technologie pro MVE, 1990–2002
Šamánek, L.: Provoz a ekonomie MVE, 1993
Sborník mezinárodního semináře Obnovitelné zdroje energie 1996
Obnovitelné zdroje, FCC PUBLIK, 2001
Směrný vodohospodářský plán ČSR, 1989
Hromada, Štefan: Možnosti využití hydroenergetického potenciálu MVE, výzkumná zpráva EGÚ, 1984
Evidence vodohospodářských děl z hlediska energetického využití v ČSR, VÚV Praha, 1984
Šamánek, L.: Studie potenciálu malé vodní energetiky a možnosti jeho využití, TC AVČR, Praha 2002
Seznam a mapa vodních děl, Finanční zprávy, Praha 1933
Ověřování hydraulických vlastností turbín, TS–HYDRO, spol. s r. o., 1993–2002
Šamánek, L.: Možnosti rozvoje hydroenergetiky v oblasti MVE, zpráva ČEZ, a. s., Praha 2002
58
Využití větrné energie
Větrná energie
a její možnosti v ČR
RNDr. Josef Štekl, CSc.
Úvod
Využívání větrných elektráren na výrobu energie dodávané do rozvodných sítí je ve světě a zvláště na území ČR velmi mladá
technická oblast. Intenzivní zájem o využití větrné energie se projevil na začátku sedmdesátých let minulého století. Je to
období, kdy si společenství průmyslových zemí uvědomilo nebezpečí ekologické krize v globálním rozsahu a intenzivně
začalo hledat cesty k jejímu překonání. Hrozba krize je spojena jak s možností vyčerpání neobnovitelných zdrojů, tak s produkcí skleníkových plynů a s napjatým stavem absorpční kapacity přírodních systémů pro odpadní látky, produkované
při výrobě elektrické energie. Dalším důležitým impulsem pro rozvoj větrné energetiky bylo embargo zemí OPEC na vývoz
ropy do průmyslově vyspělých zemí. Embargo bylo vyhlášeno na podzim roku 1973. Tehdy některé ohrožené země začaly
pod tlakem prudkého zvýšení světových cen veškeré energie chápat omezenost klasických energetických zdrojů energie
v širokém měřítku. V rámci Evropy k průkopníkům konstrukce větrných elektráren patřily Dánsko a SRN.
1. Některé technické charakteristiky větrných elektráren
1. 1.
Malé větrné elektrárny
Mimo zájem této studie jsou malé větrné elektrárny, k nimž se řadí turbíny s výkonem menším než 40 kW. Tato limitní
hranice, která se mění s vývojem technologie, se může u některých autorů od uvedené hodnoty odlišovat. Ukazuje se, že
využití malých větrných elektráren s výkonem kolem 10 až 15 kW, které mají průměry rotorů od čtyř do osmi metrů a staví se
na stožárech s výškou 15 až 20 m, je rentabilní pro rodinné či rekreační domy při průměrné roční rychlosti větru v 10 m
kolem 4,5 m/s a rychlostech vyšších. Výstavba malé větrné elektrárny v tak vysokém větrném potenciálu se musí velmi důkladně zvážit, protože se jedná o zásobu větrné energie vhodnou pro stavbu velké větrné elektrárny. Při nižších rychlostech
větru se stavba malé větrné elektrárny doporučuje v případech, kdy není k dispozici jiný zdroj energie, dále při preferenci
vyššího komfortu (vytápění chalup a chat) a při provozování větrné elektrárny jako „užitečného koníčka“. Podrobnější analýzu lze nalézt ve zprávě Štekl et al. (2002).
1. 2.
Velké větrné elektrárny
Působením aerodynamických sil na listy rotoru převádí větrná turbína kinetickou energii větru na rotační mechanickou
energii. Aerodynamické síly vznikají podél rotorových listů, které musí mít speciálně tvarovaný profil, velmi podobný profilu
křídel letadla. Se vzrůstající rychlostí vzdušného proudu rostou vztlakové síly s druhou mocninou rychlosti větru a energie
vyprodukovaná generátorem s třetí mocninou, což si vynucuje velice efektivní a rychle pracující regulaci výkonu rotoru, aby
se zabránilo mechanickému a elektrickému přetížení větrné elektrárny.
Regulace „stall“ a „pitch“
Jak uvádí např. zdroj Wind Energy Information Brochure (1993), současné větrné elektrárny používají dva různé aerodynamické regulační principy přizpůsobení výkonu na nominální výkon generátoru:
• rotory s pevně nastavenými listy s autoregulací výkonu (stall control),
• rotory s nastavitelnými listy (pitch control)
V minulosti se používala pro většinu malých a středních větrných elektráren jednoduchá „stall“ regulace, ale s rostoucí
velikostí větrných elektráren dávají výrobci přednost „pitch“ systému, který umožňuje větší měrou ovlivnit provoz větrných
elektráren.
„Pitch“ regulace představuje aktivní systém, který pracuje se vstupním signálem o výkonu generátoru. Vždy, když je překročen nominální výkon generátoru, změní listy rotoru úhel nastavení vůči natékajícímu proudění, čímž dojde ke zmenšení
hnacích aerodynamických sil a zmenšení využití výkonu turbíny. Pro všechny rychlosti větru větší než „nominální rychlost“,
která je nutná pro dosažení nominálního výkonu, nastaví se úhel náběhu tak, aby turbína dávala právě nominální výkon.
59
Větrné elektrárny s „pitch“ regulací jsou více sofistikované než turbíny se „stall“ regulací, protože nastavení listů rotoru se
mění průběžně. „Pitch“ regulace má následující výhody:
1. dovoluje aktivní kontrolu výkonu v celém rozsahu rychlosti větru,
2. zajišťuje vyšší produkci energie ve stejných podmínkách vůči „stall“ regulaci,
3. jednoduchý start rotoru turbíny změnou nastavení úhlu náběhu,
4. nepotřebuje silné brzdy pro náhlé zastavení rotoru,
5. snižuje zatížení listů rotoru při zvýšení rychlosti větru nad „nominální rychlost“,
6. výhodná poloha rotorových listů s ohledem na nízké zatížení v případech extrémních rychlostí větru,
7. nižší hmotnosti rotorových listů a tím i hmotnosti celé větrné elektrárny.
Typický průběh výkonové křivky ve větrných elektrárnách s „pitch“ regulací je zřejmý z obr. 1.
��
Carakteristické výkonové křivky při regulaci „pitch“ a „stall“ (obr 1 a 2)
��
��
��
��
Turbíny regulované režimem „stall“ jsou mnohem jednodušší než turbíny s režimem „pitch“, protože nemají technický
systém měnící nastavení listů rotoru. V porovnání s „pitch“ regulovanými větrnými turbínami má regulace výkonu „stall“
principiálně následující výhody:
• jednoduchá konstrukce,
• nenáročná údržba s ohledem na menší počet pohyblivých částí,
• vysoká spolehlivost regulace výkonu.
Charakteristický průběh výkonové křivky větrné elektrárny s regulací výkonu „stall“ je znázorněn na obr. 2.
V nastupující generaci megawattových větrných elektráren se většina výrobců orientuje na „pitch“ systém regulace.
„Stall“ systém používají někteří výrobci u větrných elektráren ve výkonové kategorii podstatně nižší než je megawatt.
V posledních letech se objevila kombinace obou systémů, tzv. „aktivní stall“.
1. 3. Větrné elektrárny s převodovkou a bez převodovky
Vedle tradiční technologie s mechanickou převodovkou, zajišťující převod nízké rychlosti rotoru na mnohem vyšší rotační
rychlost konvenčních generátorů, se začaly vyrábět větrné elektrárny bezpřevodovkové. Doposud se oba typy větrných
elektráren úspěšně uplatňují na mezinárodním trhu. Oba typy mají své výhody i nevýhody. Rozhodnutí, zda vyrábět větrné
elektrárny bez nebo s převodovkou, je věcí filosofie jednotlivých výrobců, přičemž velký význam mají tradice značky, vývojové cíle a ekonomická analýza.
V konstrukci větrných elektráren se objevilo nové bezpřevodovkové řešení, které je založeno na využití nízkorychlostních
multipólových generátorů, které však mají velké rozměry, což může způsobit jisté problémy v transportu, zejména v megawattové třídě. Na druhé straně se významně sníží počet strojních částí. Není potřebná rozměrově velká převodovková
skříň, odpadají spojovací prvky, je zmenšený počet rotujících prvků, zjednodušila se gondola a konec konců je jednodušší
údržba. Jak při „stall“, tak při elektricky řízené „pitch“ regulaci i při elektricky řízeném systému natáčení gondoly, není zapotřebí hydraulických olejů, což je nesporná výhoda pro provoz i údržbu. Argument, že speciální generátory, vyráběné jen pro
větrné elektrárny v malých sériích jsou drahé ve srovnání s klasickými generátory, není ve skutečnosti na místě. Se vzrůstajícím výkonem a velikostí větrných elektráren se klasické generátory a převodovky vyrábějí rovněž v malých počtech,
což znamená, že výhoda nižší ceny s ohledem na sériovou výrobu není pravděpodobná.
Tradiční konstrukce větrných elektráren vychází z využití hnacího hřídele, ložisek, převodovek a spojek. Všechny tyto části
jsou principiálně normální strojní součástky, které mohou být dodávány specializovanými výrobci. To může garantovat vysokou kvalitu výrobků při nízkých cenách a možnost výměny dodavatele subkomponentů s cílem zvýšit kvalitu nebo snížit
cenu. Se současnými výrobními standardy převodovek nepředstavuje však hluk způsobený převodovkou důvod ke konstrukci větrných elektráren bez převodovek. V současnosti jsou převodovky schopné dosáhnout dvaceti let životnosti,
přičemž výměna mazacího oleje nemusí být častá. Celé soustrojí uvnitř gondoly je rozděleno na kompaktní části, které
i v megawattové třídě dovoluji snadný transport a montáž na stanovišti.
60
Stožáry větrných elektráren
Jak vyplývá z firemních nabídek, jsou nejrozšířenější stožáry (věže) větrných elektráren v podobě mírně kónických ocelových tubusů. Se zvětšováním výkonu turbín se zvyšují stožáry, a to v současné době na 100 až 120 m. Z toho důvodu se
v nabídce dodavatelů objevily stožáry betonové (např. Enercon 4,5 MW u Magdeburgu) a věže v podobě příhradové konstrukce.
Příhradové stožáry jsou často nepříznivě hodnoceny pro svůj „neestetický“ vzhled a řada ochranářů jim dala punc, že poškozují ráz krajiny. Této kritice oponují jiní, kteří tvrdí, že příhradové stožáry
v krajině mají vůči tubusovým následující přednosti:
• transparentnost, která způsobuje, že příhradové stožáry zvlášť při
pohledu z větší dálky lépe splývají s krajinou,
• nepatrná reflexe dopadajícího světla,
• vhodnost zasazení do určitého rázu krajiny jako je např. lesní prostředí,
• začlenění do krajiny, kde jsou již instalovány stavby tohoto charakteru (např. stožáry elektrického vedení).
Další předností příhradových věží Základové bloky příhradového stožáru větrné elekoproti tubusovým je výrazně menší trárny (obr. 3)
spotřeba oceli, což vede k tomu,
že při stejných nákladech lze postavit příhradový stožár o 20 % vyšší než tubusový.
Montáž příhradového stožáru i doprava jeho dílů je jednodušší, což je významná přednost při stavbě větrných elektráren v horských podmínkách. Při povrchové úpravě
příhradového stožáru pozinkováním v ohni je zaručena životnost 40 let, čímž odpadá
nátěr, který je nutný na ocelových tubusových stožárech.
Čtyři betonové bloky, na nichž je příhradový stožár postaven, jsou méně náročné na zábor plochy než je tomu u tubusových stožárů – viz obr. 3. Existuje technologie, která
umožňuje s využitím konstrukce příhradového stožáru, bez účasti jeřábu, zvednout
strojovnu do pracovní polohy, což je vidět na obr. 4.
Zvedání strojovny bez jeřábu s využitím konstrukce příhradového stožáru (obr. 4)
1. 4.
Větrná elektrárna Vestas V80 – 2,0 MW
Zvolili jsme větrnou elektrárnu Vestas V80 – 2,0 MW jako představitele skupiny větrných elektráren s převodovkou. Jedná
se o typ větrné elektrárny s moderní technologií a řadící se svým výkonem do kategorie největších.
Hlavní segmenty strojovny a rotorové hlavy jsou uvedeny na obr. 5. Rotor je vybaven zařízením OptiSpeed, které umožňuje,
aby rotor pracoval s variabilním počtem otáček. Větrná elektrárna je regulována naklápěním listů trojlistého rotoru (pitch)
pomocí zařízení OptiTip, což je zvláštní regulační systém naklápění listů firmy Vestas, kdy úhel nastavení listů je vždy optimálně přizpůsoben příslušným větrným podmínkám. Tímto je optimalizována výroba energie i hladina hluku. Mechanická
energie je od rotoru přenášena hlavní hřídelí přes převodovku na generátor.
Přenos výkonu z převodovky na generátor se uskutečňuje pomocí kompozitní spojky. Generátor je speciální, čtyřpólový,
asynchronní s vinutým rotorem. Při vyšších rychlostech větru zajišťuje OptiSpeed systém a regulace naklápění OptiTip, aby
odevzdávaný výkon ležel nezávisle na hustotě vzduchu v oblasti jmenovitého výkonu. Při nízkých rychlostech větru optimalizují systémy OptiTip a OptiSpeed výkon nastavením počtu otáček a vhodného úhlu listů rotoru.
Zabrzdění větrné elektrárny je prováděno nastavením listů rotoru do praporu. Parkovací brzda je na vysokorychlostní hřídeli
převodu. Veškeré funkce větrné elektrárny jsou kontrolovány a řízeny řídicími jednotkami na bázi mikroprocesorů. Změny
úhlu nastavení jsou aktivovány hydraulickým systémem, který umožňuje pohyb listů rotoru axiálně až o 95°. Čtyři elektricky
poháněné převodovky zajišťují nastavení osy gondoly do směru větru.
61
Vybraná technická data:
průměr rotoru
80 m
plocha rotoru
5 027 m2
počet otáček
16,7 U/min
výška tubusu
60 – 67 – 78 – 100 m
startovací rychlost
4 m/s
nominální rychlost
15 m/s
rychlost zabrzdění
25 m/s
hmotnost gondoly
61 t
hmotnost rotoru
34 t
Hmotnost tubusu
Větrná elektrárna Vestas V80 (obr. 5)
60 m
110 t
67 m
130 t
78 m
170 t
100 m
220 t
1
2
3
4
5
6
7
řízení listů rotoru
pitch válec
hlavní hřídel
chlazení oleje
převodovka
VMT Top řízení
disková brzda
8
9
10
11
12
13
14
servisní jeřáb
transformátor
rotorová hlava
ložisko listu rotoru
list rotoru
aretace
hydraulická jednotka
15
16
17
18
19
základní rám
otáčivý věnec
OptiSpeed generáror
chlazení generátoru
anemometr
1. 5. Větrná elektrárna Enercon E66 – 1,5 MW
Na evropském trhu prvé místo v prodeji zaujímá německá firma Enercon, která vyrábí bezpřevodovkové větrné elektrárny.
Větrnou elektrárnu Enercon E66 – 1,5 MW uvádíme jako představitele tohoto konstrukčního směru – viz obr. 6. Koncepce
těchto strojů vychází ze zmenšení počtu hnacích soustrojí, když rotor je přímo spojen s multipólovým generátorem, který
má otáčky shodné s otáčkami rotoru. Tento konstrukční princip umožňuje redukovat ztrátu energie mezi rotorem a generátorem, snížit hlukové emise od mechanických částí strojovny, snížit pravděpodobnost opotřebení mechanických částí, snížit
ztrátu energie třením v převodovce, odbourat potřebu oleje a pravidelné výměny oleje v převodovce. Připojovací systém
Enercon zabezpečuje splnění požadavků vstupu do sítě z generátoru, který je založen na principu synchronního stroje.
Firma Enercon vyvinula rotory pracující režimem „pitch“, které, jak uvádí výrobce, mají vysokou účinnost, dlouhou životnost
a malou emisi hluku. Tato poslední přednost vychází z typicky zakřivených špiček listů rotoru, jak je vidět z obr. 6a.
Vybraná technická data:
průměr rotoru:
66 m
plocha rotoru:
3 421 m2
počet otáček:
proměnlivý 10–20,3 U/min
výška tubusu:
67–98 m
startovací rychlost:
2,5 m/s
1
nominální rychlost:
13,0 m/s
rychlost zabrzdění:
25,0 m/s
hmotnost rotoru:
39 t
7
2
10
4
8
3
5
6
9
Tvar špičky listu
rotoru větrné elektrárny Enercon E 66
(obr. 6a)
62
Větrná elektrárna Enercon E66 (obr. 6)
1
2
3
4
5
nosič strojovny
motor pro natáčení gondoly
stator generátoru
rotor generátoru
adaptér pro natáčení listu
6
7
8
9
10
motor pro natáčení listu
čep osy
hlava rotoru
list rotoru
hlavní ložiska
2. Větrná energetika na území ČR do současnosti
Na území České republiky, obdobně jako v jiných evropských státech, se v minulosti energie větru využívala ve větrných
mlýnech. Historicky je doloženo postavení prvního větrného mlýna na území Čech, Moravy a Slezska v roce 1277 v zahradě
Strahovského kláštera v Praze (Pokorný).
Největší rozkvět větrného mlynářství v Čechách byl ve 40. letech 19. století, zatímco na Moravě a ve Slezsku až koncem
70. let 19. století. Z práce Pokorného (1973) vyplývá, že na území Čech je dokumentována existence 198 větrných mlýnů.
Práce Buriana (1965) dokládá existenci 681 větrných mlýnů na území Moravy a Slezska. Celkem tedy bylo na území České
republiky 879 historicky doložených větrných mlýnů.
Další etapou využití větrné energie na území Čech, Moravy a Slezska bylo období větrných turbín pohánějících vodní čerpadla. Časově je toto období spojeno s prvním dvacetiletím 20. století. Největším výrobcem větrných motorů byla firma
Antonín Kunz v Hranicích na Moravě, pozdější Sigma, n. p. (Jaroš).
První českou obsáhlou monografií o větrných motorech a elektrárnách v rozsahu 368 stran byla práce Kašpara (1948).
S velkým časovým odstupem (1991) byl vydán překlad z ruštiny od autora Šeftera s názvem „Využití energie větru“. Poslední monografie, zabývající se tématikou větrných motorů a elektráren od Rychetníka et al., vyšla v roce 1997. Na tomto místě
je třeba uvést, že od roku 1994 vydává Česká společnost pro větrnou energii dvakrát ročně odborný časopis Větrná energie,
jehož poslední číslo je v pořadí již osmnácté (www.sweb.cz/csve). Zvlášť významná jsou monotematická čísla, jako např.
Meteorologie ve větrné energetice (1997).
Výroba velkých větrných elektráren v České republice začala koncem 80. a začátkem 90. let minulého století. Z iniciativy
ředitele závodu Mostárny ve Frýdku–Místku, jenž byl součástí Vítkovických železáren, připravil tým konstruktérů technologicky výrobu větrných elektráren s výkonem 75 kW. Bylo vyrobeno několik kusů, z nichž jeden, stále jako nefunkční, přežívá
v Božím Daru v Krušných horách. Postupně se přešlo k výrobě větrných elektráren s výkonem 315 kW, z nichž je v provozu
jediná, a to v Mladoňově u Šumperka.
Konstruktérské zkušenosti, získané v závodě Mostárny, měly významný podíl na vzniku společností, zabývajících se výrobou
větrných elektráren. V roce 1993 vznikla společnost ENERGOVARS, která vyrobila dva kusy EWT 315 kW a jednu větrnou
elektrárnu EWT o výkonu 630 kW. Tyto větrné elektrárny jsou stále v provozu. Ve stejném roce vznikla společnost EKOV,
která vyrobila 5 ks větrných elektráren E–400 kW, z nichž čtyři jsou v provozu na Novém Hrádku. Podrobnější informace
jsou v článku Štekl (2001).
Mluvíme-li o výrobcích větrných elektráren nesmíme pominout českou výrobu listů rotorů, které byly instalovány jak
např. na strojích E–400 kW, tak i na celé řadě malých větrných elektráren. Jde o firmu FORTE Mostkovice, a. s.
Poslední větrná elektrárna české výroby byla postavena v roce 1996. České společnosti, které se zabývaly výrobou větrných
elektráren, neměly vzhledem k nedostatku finančních prostředků vývojové zázemí, nemohly zajistit etapu zkušebního provozu a proto jejich výrobky vykazovaly značnou poruchovost. V důsledku nízké výkupní ceny elektrické energie z větrných
elektráren, která se v té době pohybovala v rozmezí 0,9 až 1,13 Kč/kWh, se nevytvořil český trh s větrnými elektrárnami.
Nebyl možný ani export těchto zařízení, protože nebyla certifikována.
Z těchto důvodů uvedené společnosti zanikly a tehdejší předstih České republiky, např. před Rakouskem, v instalovaném
výkonu ve větrných elektrárnách po roce 1995 jsme rychle ztratili. Zánikem společností, které vyráběly větrné elektrárny,
vznikly těžkosti s údržbou a opravami instalovaných turbín.
Nezájmem státních orgánů o novou vznikající výrobní oblast, pro kterou byly v naší republice rozvinuté technologie výroby
řady komponent pro větrné elektrárny, přišly průmyslové podniky o nezanedbatelný počet pracovních míst.
2. 1.
Velké větrné elektrárny na území ČR do současnosti
V České republice se po roce 1989 projevil zvláštní fenomén v dynamice rozvoje větrné energetiky. Můžeme říci,
že jde o český paradox. Tento fenomén má v evropském kontextu výjimečné postavení. Zatímco ve státech západní Evropy
probíhá nárůst ročně instalovaných výkonů větrných elektráren exponenciální řadou, v České republice podobný trend bylo
možno pozorovat v období let 1990–1995.
Po tomto roce má vývojová křivka klesající tendenci. Do konce roku 1995 byly na území ČR vybudovány 24 větrné elektrárny (uvažujeme-li výkon nejméně 50 kW) s celkovým okamžitým výkonem 8220 kW. Hodnoceno ke konci roku 2001,
demontováno bylo pět větrných elektráren (Bílý Kříž, Frýdek-Místek, Hory-Jenišov, Strabenice, Boršice) s celkovým výkonem
925 kW a mimo provoz bylo 11 větrných elektráren s celkovým výkonem 4920 kW.
2. 1. 1. Demontované větrné elektrárny
Větrná elektrárna TACKE 60 kW na Bílém Kříži v Moravskoslezských Beskydech měla v CHKO povolení k provozu pouze
na dva roky. Provoz byl zahájen v roce 1992.
Větrná elektrárna Vítkovice 75 kW v lokalitě Hory-Jenišov, postavená v roce 1992, nebyla zkolaudována a patrně neměla
dostatečný větrný potenciál. Podle modelu VAS (Větrný atlas – viz kap. 4. 3. 1., str. 72) je průměrná roční rychlost větru
ve výšce 10 m 3,6 m/s.
63
Větrná elektrárna Vítkovice 315 II o výkonu 315 kW ve Strabenicích u Kroměříže, vybudovaná v roce 1993 byla po poškození vichřicí demontována. Podle modelu VAS byla v lokalitě průměrná roční rychlost větru v 10 m pouze kolem 4,0 m/s,
tedy patrně tam byla nedostačující zásoba větrné energie.
Větrná elektrárna EKOV 400 kW v Boršicích u Buchlovic byla vybudována v roce 1994. Po řadě technických závad a vykradení části strojovny, která byla při opravě uložena vedle sloupu, byla celá větrná elektrárna v roce 1997 demontována.
Průměrná roční rychlost větru v 10 m kolem 4,0 m/s nezaručovala dostatečnou zásobu větrné energie.
Do kategorie demontovaných větrných elektráren nelze formálně zařadit turbínu Vítkovice 75 kW v Božím Daru, která byla
do provozu uvedena na podzim roku 1992, jde však o zařízení, které je dlouhodobě mimo provoz. Po mnoha technických
peripetiích bylo zařízení odstaveno z provozu v roce 1994. Snad proto, že větrná elektrárna působí jako charakteristická
kulisa obce, nebylo dosud zařízení demontováno.
2. 1. 2. Větrné elektrárny v provozu
V blízkosti renovovaného větrného mlýna v Kuželově u obce Hrubá Vrbka (býv. okres Hodonín) – viz obr. 7 – byla v roce
1990 postavena větrná elektrárna dánské výroby DWP–D150 kW. Tato turbína s určitou prodlevou, kdy byl vlastník JZD
v konkurzu, byla a je v provozu. Největší roční výroba do roku 1999 byla zaznamenána v roce 1993, a to 220 kWh. Inspirací
pro volbu lokality mohl být zmíněný větrný mlýn. Software VAS udává průměrnou roční rychlost větru ve výšce 10 m kolem
4,0 m/s, tedy nijak vysoký větrný potenciál.
Lokalita Mravenečník v Hrubém Jeseníku na hřebenu Medvědí hory patří svou nadmořskou výškou 1150 m k nejvýše položeným větrným elektrárnám v Evropě. V roce 1993
zde byla vybudována větrná elektrárna Wind World W–2500 o výkonu 250 kW. Posléze,
kdy ČEZ, a. s., začal v této lokalitě budovat středisko obnovitelných zdrojů energie (přečerpávací vodní elektrárna, sluneční panely), byla v roce 1995 postavena EWT–315 a
v roce 1996 EWT 630 kW; obě elektrárny od českého výrobce ENERGOVARS.
Provozovatel se mj. musel zabývat značnými problémy, jako např. odcizení řídicího systému z dánské elektrárny, přičemž výrobní firma již zanikla, zpřetrhání v zemi uložených
kabelů povodní v roce 1997, dlouhodobý „ladicí provoz“ turbíny EWT 630 kW a odstranění rezonování tubusu při určitém rozsahu rychlosti větru. Což se projevilo na výrobě.
V období 1999 až 2002 v průměru za rok vyrobily větrné elektrárny WindWorld 43,9 kWh,
EWT–315 123,7 kWh a EWT–630 139,4 kWh.
V roce 1992 vybudoval soukromý investor na vrcholu kopce 585 m v blízkosti obce Mladoňov větrnou elektrárnu Vítkovice VE 315/1 o výkonu 315 kW. Tato elektrárna vykazovala časté poruchy, v roce 1994 byla odstavena a na podzim roku 1995 byla nahrazena
novým typem VE 315/1 o výkonu 315 kW s řadou agregátů zahraniční výroby. Nový typ
byl zprovozněn v lednu 1996. Od té doby je provoz nepřetržitý s přestávkami na opravy
(táhla ovládání aerobrzd, závady převodovky otoče, elektromechanický pohon otoče byl
nahrazen hydraulickým). Výroba energie v období 1–10/1998 byla 250 MWh.
V Nové Vsi v Horách (Krušné hory) byla začátkem roku 1994 postavena větrná elektrárna italského výrobce WEST s označením MEDIT 320 kW. Její produkce byla překvapivě
vysoká, až 40 MWh za měsíc. Po ročním provozu pro nevyjasněné majetkoprávní vztahy
a platební neschopnost byla větrná elektrárna zhruba do roku 2000 mimo provoz. Byla
vícekrát vykradena. Po generální opravě je turbína od začátku roku 2003 v provozu. Koncem června 2003 byla nainstalována v sousedství větrná elektrárna o výkonu 1,5 MW od
výrobce Re power, typ MD–70.
Větrná elektrárna Kuželov
DWP-D 150 v ploché pahorkatině předhůří Bílých Karpat
(obr. 7, autor B. Koč)
Na vrcholu poutní hory Hostýn (735 m) vybudovala v dubnu roku 1994 Matice
svatohostýnská větrnou elektrárnu Vestas V27–225 kW. Římskokatolická duchovní správa Svatý Hostýn provozuje tuto turbínu dosud. Skutečná roční výroba se pohybuje mezi 300 až 400 MWh. V listopadu 1999 dosáhla výroba až
65 MWh. K této turbíně je třeba doplnit, že stavba byla realizována i přes silné
protesty pracovníků ochrany krajiny na okresní i ministerské úrovni.
Velká Kraš u Vidnavy (býv. okres Jeseník) je lokalita, kde v září roku 1994
postavila obec větrnou elektrárnu Vestas V29–225 kW. Tento typ elektrárny je
vybaven dvěma generátory, přičemž slabší o výkonu 50 kW je určen pro nižší
rychlosti větru (rozběhová rychlost 2,5 m/s). V roce 1995 vyrobila větrná elektrárna 281,2 MWh. Do roku 1998 byla průměrná roční výroba 248,7 MWh.
Větrná elektrárna RE power, MD–70 15 MW v Nové Vsi v Horách, situovaná
na vrcholu Strážného vrchu (obr. 8, autor Zelinka)
64
Dosud největší farma u nás, a to šest větrných elektráren Vestas V39–500 kW, byla
postavena v Ostružné (býv. okres Šumperk) – viz obr. 9. Stavba byla realizována
v roce 1994 v nadmořské výšce 720 m. Při provozu do konce roku 1997 se projevily nepříznivé vlivy námrazy a zásah blesku, který v roce 1997 poškodil rozvodnu
a elektrické zařízení jednotlivých větrných elektráren. Zmíněné meteorologické
vlivy však nebyly hlavním důvodem, proč farma vyráběla méně než polovinu očekávané roční výroby. Příčinu lze hledat jak ve vzájemném umístění jednotlivých turbín,
hlavně však v chybném určení průměrné rychlosti větru a z toho vypočtené zásoby
větrné energie. Nízká výkupní cena energie a proti předpokladu nižší výroba byly
důvodem, že vlastník se dostal do platebních potíží a na farmu byl vyhlášen konkurz. Od roku 2002, kdy nový vlastník provedl po odstávce potřebné opravy, je farma větrných elektráren v provozu. V období 1995 až 1998 farma šesti větrných
elektráren v průměru za rok vyrobila zhruba 2000 MWh.
Zhruba 200 m od okraje města Nový Hrádek (býv. okres Náchod) na kopci s výškou 578 m postavila v létě r. 1995 firma ALVYEN s. r. o. na základech původně
budovaných pro VE 315-Vítkovice, a. s., čtyři větrné elektrárny EKOV-400 kW. Jednalo se o provozně neodzkoušená zařízení, kdy řada problémů byla odstraňována
během montáže a uvádění do provozu. Mimo jiné docházelo k významnému „přetáčení“ elektrárny. Zkušební provoz farmy byl povolen stavebním úřadem Náchod
do 30. 9. 1997, nebyl však realizován pro závady a vysokou úroveň hlukové emise.
Postupně se vlastníkem farmy stala VČE, a. s., Hradec Králové, která provedla řadu
konstrukčních úprav a celkovou repasi. Na podzim r. 2002 byl úředně povolen
pouze denní provoz farmy z důvodu překročení limitu hlukové emise v nočních
hodinách.
Jedna ze šesti větrných elektráren Vestas
V 35 – 500 v lokalitě Ostružná v členité
vrchovině Hrubého Jeseníku (obr. 9, autor
B. Koč)
Zkušební polygon v lokalitě Dlouhá Louka
Neklid v blízkosti obce Boží Dar v Krušných horách je lokalita, kam byla přemístěna v roce 2001 větrná elektrárna
EWT 315 kW z Dlouhé Louky. Tato větrná elektrárna ve vlastnictví ČEZ, a. s., byla v provozu od listopadu 1993 do prosince
2000 a měla pouze povolení na dočasný provoz.
Pracovníci Ústavu fyziky atmosféry AV ČR prováděli na této „demonstrační“ větrné elektrárně speciální měření, mj. i na meteorologickém stožáru s výškou 48 m. Významné bylo i určení vlivu námrazy na provoz větrné elektrárny. Výsledky byly publikovány ve výzkumných zprávách a řada z nich i v časopise Větrná energie. Výzkumný polygon Dlouhá louka byl formou
věcného daru převeden na ústav fyziky atmosféry AV ČR a dále na něm pokračují stožárová měření. Protože se jednalo
o první větrnou elektrárnu EWT 315 kW, projevila se řada technických závad (hlavní převodovka, tlakové mazání, vinutí generátoru, úroveň hlukové emise, únik oleje z hydrauliky atd.). V období 1994–1999 bylo
dosaženo nejvyšší roční výroby v roce 1995, a to 303 MWh, přičemž očekávaná roční
výroba, určená na základě ročního měření rychlosti větru, byla 525 MWh. Vysvětlení této
disproporce vychází ze skutečnosti, že větrná elektrárna pracovala pouze 34,3 % z celkové doby, přičemž pouze 11,3 % výpadku bylo vyvoláno slabým větrem. Po přemístění
je elektrárna EWT 315 kW ve zkušebním provozu
od března 2003.
Větrná elektrárna Fuhrländer
FL 100 u Protivanova v ploché
vyvýšenině Drahanské vrchoviny (obr. 10, autor B. Koč)
V prosinci roku 2002 byla u obce Protivanov na
Drahanské vrchovině (680 m n. m.) postavena větrná elektrárna Fuhrländer FL. 100 – viz obr. 10.
Elektrárna má generátor se dvěma vinutími, a
to 20 a 100 kW. Startuje při rychlosti 2,5 m/s,
jmenovitého výkonu dosahuje při rychlosti větru
12 m/s. Třílistý rotor má průměr 21 m a regulaci
stall. Výška tubusu je 33 m. Na nedalekém radiokomunikačním stožáru prováděli pracovníci ÚFA
AV ČR roční měření. Ve výšce 40 m nad zemí byl
stanoven roční průměr rychlosti větru v hodnotě
5,8 m/s a určena předpokládaná roční produkce
192 MWh.
U obce Jindřichovice pod Smrkem (410 m n. m.) ve Frýdlantském výběžku dodaly
v polovině května 2003 první kilowatthodiny do sítě dvě větrné elektrárny výrobce
Enercon E–40 s nominálním výkonem každé 600 kW – viz obr. 11. Výška tubusů
je 65 m, průměr rotoru je 44 m. Rozběhová rychlost větru je 2,5 m/s, nominální
výkon je dosažen při rychlosti větru 13 m/s. Jedná se o bezpřevodovkové větrné
elektrárny s mnohapólovými prstencovými synchronními generátory. Při provozu
dosahuje rotor 18 až 34 otáček za minutu.
Větrná elektrárna Enercon E–40 u Jindřichovic pod Smrkem (obr. 11, autor B.
Koč)
65
Větrné elektrárny s výkonem nad 50 kW v České republice - stav k 30. červnu 2003 (obr. 12)
Tabulka: Základní informace o větrných elektrárnách - klíč k obrázku 12
Ozn.
1.
2.
66
Místo
Typ, výroba, země
původu
Nominální
výkon
Ukončení
stavby
Vlastník
Kuželov, (Bílé Karpaty, býv. okr.
Hodonín)
DWT 150 kW, Danish
Wind
Technology,
Dánsko
150 kW
1990
obec Velká nad Veličkou
Boží Dar, (Krušné Hory, býv. okr.
Karlovy Vary)
VE 75–1, Vítkovice, ČR
75 kW
1992
obec Boží dar
Mravenečník, (u Loučné n. Desnou, Hrubý Jeseník, bývalý okr.
Šumperk)
Wind World, W 2500,
Dánsko
200 kW
1993
ČEZ, a. s., Praha
EWT 315, ČR
315 kW
1995
ČEZ, a. s., Praha
EWT 630 ČR
630 kW
1995
ČEZ, a. s., Praha
3.
Mladoňov, (bývalý okr. Šumperk)
VE 315–1, Vítkovice,
ČR
315 kW
1993
R. Nuzík v r. 2002
VE odprodal
4.
Nová Ves v Horách, (Krušné
Hory, bývalý okr. Most)
Medit 320, West, Itálie
320 kW
1994
EKOENGINEERING, a. s.,
Brno
5.
Hostýn, (bývalý okr. Kroměříž)
Vestas 225, Dánsko
225 kW
1994
Matice svatohostýnská,
Bystřice p. Hostýnem
6.
Velká Kraš, (Žulovská pahorkatina, bývalý okr. Šumperk)
V 29–225 kW, Vestas,
Dánsko
225 kW
1994
obec Velká Kraš
7.
Ostružná, (Hrubý Jeseník, bývalý
okr. Šumperk)
V 39–500 kW, Vestas,
Dánsko
6 × 500 kW
1994
VE Ostružná s. r. o.
8.
Nový Hrádek, (Orlické Hory, bývalý okr. Náchod)
E 400, EKOV, ČR
400 kW
1995
Východočeská energetika, a. s.
9.
Boží Dar – Neklid, Krušné Hory,
bývalý okr. Karlovy Vary)
EWT 315, Energovars,
ČR
315 kW
2002
Projekty ELEKTRO,
s. r. o. Chrudim
10.
Protivanov, (Drahanská vrchovina, bývalý okr. Prostějov)
Fuhrländer,
Německo
100,
100 kW
2002
Pravoslavná akademie,
Vilémov
11.
Jindřichovice p. Smrkem, (Frýdlandský výběžek, bývalý okr.
Liberec)
Enercon,
mecko
Ně-
2 × 600 kW
2003
obec Jindřichovice
p. Smrkem
12.
Nová Ves v Horách (Krušné
Hory)
RE Power MD–70 Německo
1,5 MW
2003
WindTech, a. s., Brno
E
FL
66,
2. 2.
Zhodnocení činnosti velkých větrných elektráren
Výrazný rozvoj větrné energetiky v ČR v období 1990–1995 byl v hlavní míře motivován předpokladem podnikatelů, že bude uvolněna regulace cen elektrické energie (což vyplývalo z vládního prohlášení) a že výstavba větrných elektráren bude
podporována obdobným způsobem jako v Dánsku a Německu. Celá řada podnikatelů v době, kdy mohli volně cestovat,
se osobně přesvědčila o „kouzlu“ větrných elektráren.
Druhá motivující okolnost vyplývala z nabídky větrných elektráren české výroby. Tyto nabídky byly mimořádně ekonomicky
lákavé. Např. větrná elektrárna VE 75 kW ze závodu Mostárny ve Frýdku–Místku se, včetně montáže a uvedení do provozu,
nabízela za 2 mil. Kčs, z toho 0,4 mil. Kčs až po dvouletém provozu, a to v případě dodržení výkonových parametrů. Větrná
elektrárna VE 315 kW se nabízela za 5 mil. Kč s platbou 0,5 mil. Kč za podmínek obdobných jako u stroje VE 75 kW. Tyto
údaje se vztahují k 30. 7. 1992.
Obvyklá cena větrných elektráren stejné výkonové kategorie byla kolem 8–9 mil. Kč. Tato, na prvý pohled velká přednost
větrných elektráren české výroby, se postupně proměnila v brzdu rozvoje. Větrné elektrárny byly instalovány aniž byly ověřeny zkušebním provozem, neprošly atestačním měřením, deklarované výkonové křivky nebyly ověřeny. Jednotlivé agregáty
strojovny, které dodala řada výrobců, byly na místě smontovány a prohlášeny za funkční větrnou elektrárnu. Např. větrné
elektrárny VE 75 kW nebyly uvedeny do trvalého provozu vůbec, větrné elektrárny EWT a EKOV prodělaly trnitou cestu odstraňování řady technických závad. Celkově lze konstatovat, že 29 % ze všech 24 větrných elektráren postavených do roku
1995 patřilo do skupiny s nevyhovující nebo vysoce poruchovou technologií.
Po roce 1990 se větrná energetika začala rozvíjet bez jakéhokoliv odborného zázemí a bez potřebných legislativních norem. Podnikání ve větrné energetice vyžaduje odborné znalosti potřebné pro určení větrného potenciálu konkrétní lokality,
znalosti potřebné pro správné umístění turbíny v terénu, znalosti o poli hlukových emisí, znalosti z oblasti silnoproudu,
z činnosti automatického řízení, znalosti o možných klimatických vlivech na větrnou elektrárnu, znalosti stavebního zákona
a dalších.
Řada podnikatelů některé nebo velkou část těchto požadavků ignorovala. Potenciál větrné energie se určoval z pocitu starousedlíků, z existence větrného mlýna v minulosti, z vlastního měření anemometrem vyrobeným „nadšeneckým“ konstruktérem a bez cejchovního ověření. Neexistovala a dosud neexistuje legislativa vymezující organizace oprávněné ke zhotovení
posudku zásoby větrné energie v určité lokalitě.
Není vyloučeno, že někteří podnikatelé, aby získali úvěr pro investici, vyvinuli tlak na umělé zvyšování údajů o potenciálu
větrné energie u projektantů. Celkově bylo ze všech hodnocených 24 elektráren 21 % těchto zařízení postaveno v lokalitách
s nedostatečnou zásobou větrné energie.
Nezbytná legislativní vyjádření, která by měla zabránit opakování chyb z rozvoje větrné energetiky v období 1990–1995 se
do této doby nenaplnila. Nedostatek odborné literatury, která je nezbytná pro začínající podnikatele, se snaží vyplnit Česká
společnost pro větrnou energii časopisem Větrná energie.
67
3. Rozvoj větrné energetiky
Energetický přínos je určen v první řadě plochou rotoru a dále
je ovlivněn instalovaným výkonem a výškou rotoru nad terénem. Roční vyrobené množství energie větrnými elektrárnami
stoupá s rotorovou plochou. Spolu s tím však stoupá hmotnost
a nároky na materiál, aby turbína měla požadovanou životnost.
Protože můžeme očekávat, že se cena zpracovaného kilogramu hmotnosti při navrhovaném tradičním způsobu řešení u
větrných elektráren podstatně nemění s velikostí turbíny, musí
se vyrobit při každém průměru rotoru alespoň stejné množství
energie na kilogram a rok, aby byla dodržena ekonomičnost.
Cena/roční výroba (EURO/kWh)
Po zhruba dvacetiletém technickém vývoji větrných elektráren dosahují jejich parametry hodnot, které se daly sotva očekávat. Vývoj jednotlivých komponent větrných elektráren je však limitován ekonomickou rentabilitou. Jedním ze základních
ukazatelů technického vývoje je hmotnost strojovny a rotoru.
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
20
40
60
80
100
120
140
Průměr rotoru (m)
Molly (2000) publikoval zajímavý graf (napravo obr. 13), který
vyjadřuje závislost poměru ceny větrných elektráren vůči roční Prodejní cena větrných elektráren vztažená na roční výrobu
výrobě elektrické energie na průměru rotoru. Výpočet byl pro- elektrické energie v závislosti na průměru rotoru (obr. 13,
veden pro průměrnou roční rychlost větru ve výšce 10 m za podle Mollyho)
předpokladu Rayleighova rozdělení rychlosti větru a pro vertikální profil je použit exponent 1/7. Interpolovaná křivka do
průměru rotoru 70–80 m ukazuje výhodnou relaci ceny větrných elektráren při stoupajícím průměru rotoru.
Některé charakteristické parametry větrných elektráren v období od roku 1980 s extrapolací do roku 2005 (zdroj BWE)
Rok
1980
1985
1990
1995
2000
2005
jmenovitý výkon [kW]
30
80
250
600
1500
5000
průměr rotoru [m]
15
20
30
46
70
115
výška stožáru [m]
30
40
50
78
100
120
roční výroba [MWh]
35
95
400
1250
3500
17000
přibližná cena tis. eur
55
125
250
570
1650
?
3. 1.
Větrná energetika na území Německa
Ke konci roku 2002 bylo na území Německa instalováno 13 759 větrných elektráren s celkovým výkonem 12 001 MW. Od
roku 1990 má trend růstu instalovaného výkonu exponenciální charakter (Ender). Německo zaujímá instalovaným výkonem
první místo na světě, následuje Španělsko (4830 MW), USA (4685 MW), Dánsko (2880 MW), Itálie (785 MW), Holandsko
(688 MW), Velká Británie (552 MW) a další země. V evropských státech, začleněných v EU, bylo ke konci roku 2002 celkem
23 056 MW. Největší nárůst mezi léty 2001 a 2002 vykázalo
��
Portugalsko (48 %), Rakousko (48 %) a Holandsko (46 %).
Roční výroba energie z větrných elektráren na území Německa v roce 2002 byla 23 110 GWh. Elektrická energie z větrných elektráren pokrývala 4,7 % celkové spotřeby. Na území
státu Schleswig–Holstein, kde je největší hustota větrných
elektráren (99 kW/km 2) to však bylo 28,7 % z celkové spotřeby.
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
Že technologie větrných elektráren směřuje stále k větším
výkonům je zřejmé z tohoto grafu. Průměrný výkon větrných elektráren, instalovaných v Německu v roce 2002,
byl 1394,7 kW (obr. 14, podle Endera).
Obdobně jako na obr. 14 je vidět technický rozvoj větrných
elektráren, vyjádřený podílem jednotlivých tříd průměru rotorů v období 1987–2002 z obr. 15. V roce 1990 instalované
větrné elektrárny měly převládající průměr rotorů 22,1–32 m,
v roce 1995 to již bylo 32,1–48 m, v roce 2002 převládaly
průměry rotorů na instalovaných větrných elektrárnách ve
třídě 60,1–90 m.
Větrné elektrárny jsou stále větší a výkonnější. Nutno však
zdůraznit, že od roku 1990 se náklady na výrobu a investiční náklady na větrnou elektrárnu snížily zhruba o polovinu. Na
tomto místě je třeba dodat, že dosud největší větrná elektrárna Enercon 112 s výkonem 4,5 MW byla uvedena do zkušebního provozu v srpnu 2002 nedaleko Magdeburgu. Tento prototyp má výšku stožáru 124 m a průměr rotoru je 112 m. Rotor
s prstencovým generátorem váží 500 t.
68
Mezi výrobci větrných elektráren v procentuálním zastoupení na celkovém instalovaném výkonu zaujímala na území Německa v roce 2002 první místo firma Enercon (34 %), následuje Vestas (18 %) a další. Tyto údaje jsou známkou o výkonnosti
strojů, o jejich spolehlivosti, úrovni servisní služby apod. ve vztahu k ceně výrobků. Větrná energetika vytvořila v Německu
zhruba 45 000 pracovních míst.
Skupiny podle průměru rotorů
90
80
70
60
50
22,1 - 32 m
60,1 - 90 m
Podíl na ročním novém instalovaném výkonu v %
Podíl jednotlivých tříd velikostí větrných elektráren podle průměru rotoru na nově instalovaném výkonu v jednotlivých letech
na území Německa. Průměry rotorů malých větrných elektráren jsou 0–16 m, středních větrných elektráren jsou 16,1–22 m, 22,1
až 32 m, 32,1–48 m a velkých větrných elektráren jsou 48,1–60 m a 60,1–90 m (obr. 15, podle Endera)
32,1 - 48 m
40
30
20
do 16 m
10
48,1 - 60 m
16,1 - 22 m
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
00
01
02
03
rok výstavby
Mimořádně dynamický rozvoj větrné energetiky v Německu vycházel především z politické vůle. Spolková republika Německo se podle Kjótského protokolu zavázala snížit emise skleníkových plynů o 21 % oproti roku 1990. Spolková vláda si klade
za cíl do roku 2005 snížit emise oxidu uhličitého oproti roku 1990 o 25 % a v období let 2000–2010 alespoň zdvojnásobit
podíl obnovitelných zdrojů energie na celkové spotřebě elektřiny. Od dubna 2000 vstoupil v platnost zákon o přednostním
využívání obnovitelných energií. Tento zákon ukládá provozovatelům sítí povinnost přednostního odběru proudu z obnovitelných zdrojů, stanovuje pevnou výkupní cenu za elektřinu z větrných elektráren a stanovené minimální výkupní ceny platí
po dobu 20 let. Model referenčního výnosu v tomto zákoně zohledňuje různý větrný potenciál odlišných lokalit.
Větrná energetika na území státu Sasko
Porovnávat možnosti rozvoje větrné energetiky v České republice je možno se státy, které mají obdobné klimatické podmínky. Z toho důvodu uvedeme některé údaje ze státu Sasko. Na začátku 90. let minulého století bylo na základě projektu
saského Ministerstva životního prostředí a rozvoje země provedeno na řadě lokalit perspektivních pro výstavbu větrných
elektráren stožárové měření směru a rychlosti větru (Kuntzsch, Daniels). V této zprávě autoři předpokládají možnost výstavby 2500 větrných elektráren o výkonu 500 kW na 530 lokalitách, tedy instalovaný výkon 1250 MW. Ke konci roku 2002 bylo
v provozu 600 větrných elektráren s celkovým výkonem 533,5 MW. V roce 2002 bylo ve státě Sasko vybudováno 83 větrných elektráren s instalovaným výkonem 117,5 MW. Průměrný výkon, připadající na jednu větrnou elektrárnu v roce 2002,
byl 1416 kW.
3. 2.
Větrná energetika v Rakousku
Ke konci roku 2002 bylo v Rakousku v provozu celkem 170 větrných elektráren s výkonem 139 MW a roční výrobou energie 320 GWh. Větrná energie pokrývá 0,6 % celkové spotřeby elektrické energie. Proti roku 2001 se objem instalovaného
výkonu zvýšil o 45 MW. V budoucnu se největší přírůstky instalovaných výkonů očekávají na východě Rakouska, kde jsou
příznivější podmínky pro stavbu a provoz větrných elektráren. Pro příštích 5 let se zde očekává nových 400–600 MW.
Příznivé větrné poměry jsou v severním předhůří Alp ve výškách 800–1200 m. Technický potenciál je však omezen hustým
výskytem obydlí a ztíženými podmínkami pro stavbu a provoz větrných elektráren. Předpokládá se, že výstavba se soustředí
do zalesněných prostor a dosáhne v příštích letech hodnot 100–200 MW (Winkelmeier). Celkem se v Rakousku v nadcházejících pěti letech dá očekávat přírůstek 600–800 MW a výroba proudu z větrné energie v roce 2007 asi 1500–2000 GWh
(3 až 4 % celkové spotřeby elektrické energie).
69
4. Větrný potenciál na území České republiky
4. 1.
Energie větru
Pod hustotou výkonu větru P (wind power density) rozumíme výkon, který by bylo možno získat stoprocentním využitím
kinetické energie větru proudícího jednotkovou plochou kolmou na směr proudění. Lze ho určit podle vztahu,
�=
[
�
r � � � � ��
�
]
kde ρ je hustota vzduchu a u je rychlost větru.
Hustota výkonu větru proudícího plochou S [m 2] kolmou na směr proudění je určena vztahem
�� =
�
�r � �
�
kde se za S dosazuje plocha rotoru větrné elektrárny. Výkon odebraný proudícímu vzduchu rotorem turbíny Ps je určen
vztahem
�� =
�
� � � r ��
�
kde cp je součinitel výkonu, který je závislý na tom, v jaké míře rotor snižuje rychlost protékajícího vzduchu. Výkonový součinitel má maximum c pmax = 0,593.
Závislost výkonu větru na hustotě vzduchu je v reálné atmosféře vyjádřena funkcí nadmořské výšky a dále je funkcí neperiodického střídání teplých a studených vzduchových hmot (Štekl, Zacharov). Orientačně lze říci, vezme-li se za základ výkon
větrné elektrárny v úrovni hladiny moře, že ve výšce 500 m bude výkon nižší o 5 %, ve výšce 800 m o 7 % a ve výšce 1200 m
o 11 %.
Výkon, který může produkovat větrná turbína, udává výkonová křivka (viz obr. 1 a 2), která je základní indikací každého typu
větrné elektrárny.
Z uvedených vztahů vyplývá, že výkon větrné elektrárny je závislý mimořádně citlivě na rychlosti větru. Je zřejmé, že i chyby
určené rychlosti větru při hodnocení větrného potenciálu se z toho důvodu mohou nepříznivě promítnout do výsledku.
4. 2.
Proudění vzduchu a jeho variabilita
Proudění vzduchu je výsledkem působení řady sil, kde dominantní význam má síla tlakového gradientu. Dále se zmiňme
o Coriolisově síle, odstředivé síle a v mezní vrstvě atmosféry o síle tření, vyvolané strukturou zemského povrchu a v nezanedbatelné míře se uplatňuje teplotní pole, vyjádřené horizontálním a vertikálním gradientem.
Tlakový gradient jako bezprostřední příčina proudění vzduchu je v našich zeměpisných šířkách určován základními složkami všeobecné cirkulace atmosféry, tj. cyklónami a anticyklónami. Tyto tlakové útvary podmiňují cirkulace v makroměřítku
(rozsah 1000–3000 km), přičemž doba jejich trvání leží v mezích 2 až 3 dnů (cyklóny) až 5–6 dnů (anticyklóny). Existence
cyklón je spojena s atmosférickými frontami, které mají mezorozměr 100–1000 km. Tyto objekty s dobou trvání desítek hodin ovlivňují proudění sice krátkodobě, ale významným způsobem se podílí na četnosti výskytu silných větrů (Štekl, Hošek).
V oblasti atmosférických front se zesiluje rychlost větru a pod bouřkovými mraky se projevuje na relativně malých plochách
(několik až několik desítek km 2) zesílení větru trvající řádově minuty až desítky minut s nárazy větru nad 30 až 40 m/s. Cyklóny a s nimi spojené atmosférické fronty se během svého životního cyklu přemisťují, obdobně tak, i když pomaleji, se přemisťují anticyklóny. To vyvolává neperiodické změny rychlosti větru, což způsobuje kolísavou výrobu elektrické energie
z větru. Vedle neperiodických změn rychlost větru vykazuje změny periodické, vyjádřené denním a ročním chodem (Štekl,
Sokol, Zacharov).
Proměnlivý vliv cyklón a anticyklón vyvolává na území ČR kolísání i průměrné roční rychlosti větru. V hodnoceném období
1961–1990 variabilita ročních průměrných hodnot výkonu větru se pohybovala, vztaženo k třicetiletému průměru, maximálně až o 30 % (Štekl, Jež).
Ve vrstvě atmosféry, kde se projevuje vliv zemského povrchu na pohyb vzduchu a která je označovaná jako mezní vrstva atmosféry (průměrná výška kolem 1000 m), vyvolává členitost zemského povrchu deformace proudění. V principu jde o obtékání a přetékání orografických překážek (návětrná, závětrná strana), přičemž zvláštní případ je zesílení proudění v zúženém
profilu mezi dvěma překážkami, které se označuje jako dýzový efekt. Nejjednodušší případ je deformace proudění v okolí
izolované hory, pokud možno s kruhovým půdorysem. Nad vrcholem takové „ideální“ kuželovité hory dochází ke zvýšení
rychlosti větru až o 80 % (Troen, Petersen).
70
Aplikabilní výsledky jsou i z modelování deformace proudění izolovaným horským hřebenem. Složitější situace nastává, kdy
jednotlivé orografické překážky nemají „ideální“ tvar a když se vzájemně ovlivňují. Horizontální a vertikální rozsah deformací
je úměrný rozměru deformaci vyvolávající horské překážky. Deformace směru a rychlosti proudění mohou mít horizontální
rozměr od řádu metrů (budovy, skupiny stromů), až po několik set kilometrů (např. horský masiv Alp).
Síla tření je úměrná parametru drsnosti zemského povrchu z o. Zcela nepatrný parametr drsnosti je nad vodní hladinou
(zo = 0,0001 m), zemědělská krajina má z o = 0,5 m, zástavba pak má z o = 1,2 m.
Názornou představu o průměrné rychlosti větru nad střední Evropou získáme z obr. 16. Tento obrázek byl převzat z práce
(Sokol, Štekl) a vyjadřuje prostřednictvím zprůměrovaných termínových objektivních analýz polí rychlostí větru za období
1994–1998 charakter proudění ve výškách kolem 780 m. V prvním přiblížení o tomto proudění můžeme říci, že není ovlivněno třením a deformacemi překážek, které jsou nižší než 780 m. Výchozími daty byla radiosondážní měření. Z citované
práce vyplývá několik principiálních závěrů důležitých pro větrné poměry na území ČR.
Průměrná rychlost větru ve výšce kolem 780 m ubývá v poledníkovém směru
od severu k jihu, a to v ročním průměru o 0,77 m/s na 100 km, což znamená,
že nejjižnější části Čech mají oproti nejsevernějším polohám ve zmíněné výšce menší průměrnou rychlost větru o 2 m/s, gradient průměrné rychlosti větru
je v zimní části roku větší a to 1,2 m/s na 100 km/h, v teplé části roku je menší
a to 0,5 m/s na 100 km, podle odhadu je nad jihozápadními Čechami ve výšce
kolem 780 m vlivem alpského masivu zeslabena průměrná roční rychlost větru
zhruba o 1 m/s.
Průměrné rychlosti větru m/s v hladině 925 hPa (nad ČR zhruba 780 m n. m.)
nad střední Evropou (obr. 16, autoři Štekl, Jež)
4. 3.
Metody pro určení pole rychlosti větru a jejich přesnost
Pro určení pole průměrné rychlosti větru se používají matematicko-fyzikální modely, které lze rozlišit podle metody řešení
(statistické, dynamické) a podle kroku sítě, ve kterém model pracuje. Základním zdrojem vstupních údajů jsou meteorologická, případně účelová měření směru a rychlosti větru. Vysoká kvalita měření na stanicích a jejich hustota podmiňují
úspěšnost každé metody.
V první řadě se vyžaduje reprezentativní umístění meteorologických stanic v krajině, což znamená, že měření vystihuje režim
pole složek větru v širším okolí a není ovlivněno místními zvláštnostmi. Pro zpracování s naším cílem mají přirozeně největší
význam stanice, které mají vrcholovou expozici, případně expozici na rovině či planině. Méně vhodné jsou stanice, které
mají svahovou expozici a nevhodné jsou stanice umístěné v kotlinách nebo údolích.
Z celkového počtu 210 řad měření na území ČR v období 1961–1990, z kterého jsme vycházeli, bylo 20 % s vyšší mírou
reprezentativnosti a 18 % stanic bylo nereprezentativních (Sobíšek). Měření stanic, které bylo kratší než uvedené třicetiletí,
bylo před výpočtem redukováno na vhodnou délku řad (Štekl, Jež). Nepřesnosti výpočetních metod v okrajových částech
území republiky byly potlačeny použitím stanic v příhraničních oblastech. Tato měření byla redukována na použité třicetiletí. Soubor měření byl rozšířen o 15 účelových měření, která byla provedena na německé a české straně Krušných hor
(Kuntsch, Daniels). Slovník stanic, které byly použity, dosáhl čísla 255.
4. 3. 1. Statistický model VAS
V letech 1993–1994 byl v Ústavu fyziky atmosféry AV ČR vyvinut statistický model VAS (Větrný atlas), který vycházel z metody objektivní analýzy meteorologických prvků (Sokol). Metoda považuje polohy meteorologických stanic nebo jiných
míst měření rychlosti a směru větru za body trojrozměrného prostoru s kartézskými souřadnicemi x, y, z. Naměřené nebo
přepočítané hodnoty rychlosti, případně směru větru lze považovat za funkční hodnoty nějaké neznámé funkce nejméně tří
proměnných.
Cílem je interpolace naměřených hodnot do ostatních bodů tohoto prostoru, přičemž jejich souřadnice x, y mohou být libovolně v rámci výpočetní oblasti a souřadnice z je limitována nadmořskou výškou bodu směrem dolů a fyzikální oprávněností
interpolace směrem nahoru. Interpolace je založena na popisu interpolované veličiny pomocí jejich hodnot a hodnot jejich
derivací podle souřadnice z v tzv. referenční hladině. Předpokládá se, že interpolovaná veličina je lineární funkcí souřadnice z, tj. že derivace podle z jsou konstantní v z, ale obecně různé v každém bodě x, y. Interpolace ve vertikálním směru bude
mít vyšší stupeň spolehlivosti uvnitř mezní vrstvy atmosféry a je ovlivněna zásadně rozdílnými parametry drsnosti na blízko
ležících stanicích.
Metoda interpolace vychází z následujících předpokladů:
• Naměřené hodnoty jsou reprezentativní pro okolí stanice, tj. zahrnují v sobě vliv drsnosti terénu, orografické, případně
další vlivy charakteristické pro širší okolí stanice.
• Parametr drsnosti a vliv orografie se mění spojitě v horizontální rovině i ve vertikálním směru.
71
• Hustota stanic je taková, že jejich okolí, pro která jsou měření reprezentativní, pokrývají celé území ČR.
• Vstupní data tvoří údaje směru a rychlosti větru ve výšce 10 m nad terénem, eventuálně při jiné výšce měření mocninovým vztahem transformované na výšku 10 m. Při interpolaci se pracuje se sférou vlivu, kdy váha stanic se exponenciálně
zmenšuje se vzrůstající vzdáleností. Při výpočtech byl použit digitální popis zhlazené orografie území ČR se čtvercovým
krokem 2 km.
Výstupem modelu byl soubor základních charakteristik pro každý čtverec o straně 2 km na území ČR.
Jedná se o průměrnou roční rychlost větru ve výšce
10 m, pravděpodobnou chybu, profil rychlosti větru
do výšky 70 m pro čtyři typy parametru drsnosti. Pro
kopce s pološířkou menší než 4 km a s převýšením
50 až 300 m nad okolním terénem umožňuje model
provést korekci výsledku. Při zadání typu větrné
elektrárny a výšky tubusu umožňuje model provést
výpočet roční výroby elektrické energie.
V letech 2001 až 2002 byl J. Ježem (Štekl a kol.)
popsaný model aplikován na data z období 1961
až 1990 – viz kap. 4. 3. – a dostal označení VAS 2.
Model VAS 1 vycházel z měření v období 1989
až 1992. Průměrné roční rychlosti větru na území
ČR, určené modelem VAS 2, jsou na obr. 17. K po3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
rovnání je k dispozici mapa průměrné rychlosti větPrůměrné
roční
rychlosti
větru
m/s
na
území
ČR
podle
modelu VAS 2
ru, určená modelem VAS (publikace „Meteorologie
(obr. 17, autoři Jež, Sokol, Štekl)
ve větrné energetice“, autor Štekl).
4. 3. 2.
Dynamický model mezní vrstvy atmosféry
V roce 1990 byl autorem popsán 3rozměrný, nehydrostatický a nestacionární model mezní vrstvy, který byl vyvinut v UFA
AV ČR (Svoboda). Třírozměrné modelování proudění vzduchu je po teoretické stránce nejdokonalejší a zároveň nejsložitější
metodou k popisu proudění nad komplexním terénem. V reálné situaci se však musí řada fyzikálních procesů parametrizovat, čímž se řešení pouze přibližuje skutečnému stavu.
Pro zjednodušení se procesy méně významné zanedbávají. Důvodem ke zjednodušení jsou limitované možnosti výpočetní
techniky. Proto byly vyvíjeny zjednodušené verze řešení hydrodynamických rovnic. Konečné výsledky řešení může ovlivnit
správná volba výpočetní oblasti. Horizontální kroky výpočetní sítě musí být tak malé, aby umožňovaly popsat terénní útvary,
jejichž vliv chceme popsat. Dále výpočetní oblast musí být dostatečně velká, aby chyby z okrajových podmínek nepronikaly
do výpočetní oblasti.
Vzhledem k možnostem výpočetní techniky byla pro účely porovnání jednotlivých modelů
zvolena výpočetní oblast, pokrývající západní polovinu Čech – viz obr. 18. Zemský terén byl
aproximován s krokem sítě 1 km – viz obr. 19. Vertikální osa obsahovala 26 nerovnoměrně
rozložených kroků (první krok u zemského povrchu byl 2 m, maximální krok byl 200 m).
Vzhledem k tomu, že absolutní hodnota modelem vypočtené rychlosti větru může být
zatížena chybami, způsobenými okrajovými podmínkami, chybami vyvolanými zjednodušenými tvary fyzikálních rovnic a chybami výpočetní metody, autor použil modelové výpočty
pouze k určení změn vektoru větru, které se vyskytují mezi různými body terénu. Tento
postup, označený jako idea referenční stanice, počítá rozdíly mezi jednotlivým bodem
výpočtu a referenční stanicí a tyto spočtené rozdíly se aplikují na změřené veličiny v referenční stanici.
-4,8 - -4,1
-4,0 - -3,3
-3,2 - -2,5
-2,4 - -1,8
-1,7 - -1,1
-1,0 - -0,3
-0,2 - 0,3
0,4 - 1,2
1,3 - 2,0
72
K úspěšné realizaci této metody je nezbytná dostatečně dlouhá, homogenní řada měření
na referenční stanici, která má reprezentativní polohu, charakterizující široké okolí. Odvozená časová řada se pak zpracovává standardními statistickými metodami. Výsledné pole
průměrných ročních rychlostí větru, získaných modelem PIAPBLM, budeme hodnotit prostřednictvím pole rozdílů rychlostí větru ve čtvercích o straně 1 km mezi modelem WAsP
(kap. 4. 3. 3.) a modelem PIAPBLM v kap. 4. 4. – viz obr. 18.
Průměrné roční rychlosti větru m/s určené modely WAsP – PIAPBLM ve čtvercové síti
o straně 1 km (obr. 18, autoři Hošek, Svoboda)
4. 3. 3. Model WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program)
Tato kapitola vychází z publikace Hoška (2000). Po roce 1987 se především ve státech západní Evropy a dalších státech
velmi rozšířilo používání modelu WAsP pro výpočet zásob větrné energie v jednotlivých lokalitách. Program představuje
model proudění v přízemní vrstvě atmosféry, složený z dílčích modelů postihujících různé účinky zemského povrchu na
větrné charakteristiky.
Postup určení větrného potenciálu daného místa se skládá z několika kroků.
Nutným vstupem je řada měření rychlosti a směru větru z blízké meteorologické
stanice nebo meteorologického stožáru, popis okolní orografie vrstevnicemi a
klasifikace území z hlediska drsnosti povrchu. Nejprve je řada měření zjednodušena Weibullovým rozdělením. Poté je vyhodnocena poloha meteorologické stanice a naměřená data jsou „očištěna“ od vlivu drsnosti povrchu, jejich
změn a vertikální členitosti terénu. Tak jsou určeny klimatické charakteristiky
platné regionálně při standardních podmínkách – plochý homogenní povrch
bez překážek. Opačným procesem, opět s použitím popisu reliéfu a rozložení
parametru drsnosti, lze dostat odhad podmínek charakterizujících jakýkoliv bod
oblasti.
Metoda umožňuje velmi účinně zahrnout vliv drsnosti povrchu, což se děje
určením parametru drsnosti ve dvanácti směrech v okolí 10 km, a to jak meteorologické stanice, tak vypočítávané lokality. Charakteristiky proudění, vyjádřené
Weibullovým rozdělením, jsou „očištěny“ od vlivů způsobených různou drsností
terénu pomocí konstrukce vertikálního profilu rychlosti větru v neutrálním teplotním zvrstvení.
Do parametru drsnosti lze zahrnout jen převládající efekt velkého množství
menších překážek přibližně stejné velkosti, rovnoměrně rozmístěných na zemském povrchu. Pokud se v blízkosti stanice nachází samostatná překážka, jako
např. budovy, pás stromů apod., umožňuje model WAsP určit zeslabení proudění vlivem blízkých překážek při popisu polohy, velikosti a porozity překážek.
K vyhodnocení vlivu terénu slouží numerický model proudění jako součet speciálních funkcí. Při zemském povrchu vychází výpočet z rovnosti mezi vertikální
změnou potenciálu a vertikální složkou terénem vynuceného proudění.
Vrstevnice terénu západních Čech po 25 m
(obr. 19)
Vyhodnocování vlivu orografie je v programu WAsP považováno za největší zdroj chyb. Odhady zesílení rychlosti větru na
vrcholu 1 až 2 km dlouhého kopce se sklonem svahu do 30 %, mají typickou chybu kolem 10 % (Troen, Petersen, 1989). Pro
strmější svahy se chyba zvětšuje. Model také podhodnocuje
snížení rychlosti na závětrné straně kopce.
K přednostem programu WAsP patří zahrnutí vlivu parametru drsnosti, i když musí být subjektivně určován, rychlost
výpočtu a řada aplikačních možností. Ke slabším stránkám
modelu WAsP patří i to, kromě zmíněných nepřesností při členitém terénu s velkým sklonem svahů, že nevystihuje změny
proudění vyvolané orografickými tvary většího měřítka.
Velkou výhodou modelu WAsP je, díky spektrálním metodám,
menší náročnost na dobu výpočtu oproti modelům pracujícím
s metodou konečných diferencí.
Rozdíly průměrné roční rychlosti větru, určené modely VAS 2
(obr. 17) – WAsP ve čtvercové síti o straně 1 km. Pro bílé plochy nebyly k dispozici výpočty modelu WAsP ( obr. 20, autoři
Hošek, Jež)
-2,5
-1,5
-0,5
0,5
1,5
2,5
73
4. 3. 4. Přesnost metod určujících průměrné pole rychlosti větru na území ČR
Z předcházejícího textu jsou zřejmé přednosti a slabá místa uvedených metod. Je zřejmé, že výsledky teoretických modelů
jsou zatíženy chybami. Určení potenciálu větru z toho důvodu bude proto zatíženo chybou, která bude v jednotlivých čtvercích funkcí řady proměnných.
V práci Štekl a kol. (1994) byla určena přesnost statistické interpolační metody VAS. Přesnost metody byla testována tak,
že ze souboru vstupních dat byla postupně vyřazena vždy jedna stanice, provedena interpolace a výsledek interpolace
v daném bodě byl srovnán s vyřazeným měřením. Výsledky byly statisticky zpracovány a rozděleny podle nadmořské výšky
stanic v intervalech po sto metrech. Statistické zpracování sestávalo z výpočtu průměrné chyby (PRUM), střední kvadratické
chyby (RMSE) a absolutní hodnoty maximální chyby (MAX) – viz tabulka.
Tabulka 5. 1: Chyby metody VAS m/s v závislosti na nadmořské výšce m. Průměrná chyba (PRUM), střední kvadratická chyba
(RMSE), maximální odchylka v absolutní hodnotě (MAX)
Nadmořská výška m
PRUM
RMSE
MAX
0–300
-0,59
1,06
2,7
301–400
-0,35
0,90
2,4
401–500
-0,10
0,84
2,0
501–600
0,16
0,61
1,3
601–700
0,07
0,35
0,6
701–800
0,18
1,02
1,7
801–1000
0,62
1,42
2,4
1001–2000
-1,09
1,84
3,0
Z hlediska využití větrné energie si pozornost zaslouží nadmořské výšky nad 500 či 600 m. V této oblasti lze výsledky rozdělit na interpolaci do výšky 800 m a nad 800 m. V rozmezí 500 až 800 m jsou výsledky velmi přijatelné z hlediska přesnosti
a zároveň nevykazují systematické odchylky. Přesnost metody ve výškách nad 800 m se snižuje a narůstají systematické
chyby.
Četnostní zastoupení stometrových intervalů nadmořských výšek na území ČR – viz obr. 21 – naznačuje váhový podíl jednotlivých výšek na průměrných hodnotách chyb. Převaha četností nadmořských výšek pracovních čtverců o straně 1 km
významnou měrou podmiňuje i histogram rozdílů průměrných ročních rychlostí větru, určených modely VAS 2 a WAsP – viz
obr. 22. Maximum četnosti je při hodnotě rozdílů - 0,1 m/s, což odpovídá stavu, že převážně model VAS 2 dává mírně nižší
rychlosti větru než model WAsP. Ve většině případů rozdíly leží v rozmezí ± 2,5 m/s.
Absolutní četnost nadmořských výšek v ČR (obr. 21)
��
��
��
��
��
��
�
��
��
Přijmeme-li za vynikající shodu mezi výsledky modelů VAS 2 a WAsP hodnotu rozdílu průměrných ročních rychlostí
do ± 0,5 m/s, pak tato podmínka byla splněna v 59 % případů. Ze statistického hlediska se jedná o úspěšný výsledek. Poněkud méně příznivý výsledek ukazuje obr. 23, na kterém je znázorněna závislost rozdílů průměrných ročních rychlostí větru
mezi modely VAS a WAsP na nadmořské výšce. Průměrné rozdíly mezi modely do nadmořské výšky 600 m leží v rozmezí
74
± 0,3 m/s a mají náhodný charakter. Od nadmořské výšky 600 m však rozdíly dostávají systematický ráz s trendem růstu
od 0,5 m/s v 700 m na 2,3 m/s ve výšce 1200 m.
Výsledky porovnání rozdílů rychlostí větru, určených modelem VAS 2 a WAsP pro čtverce o straně1 km na území ČR v generalizované podobě uvádí tab. 5. 2.
Tabulka 5. 2: Závislost rozdílů průměrných ročních rychlostí větru určených modely VAS 2 a WAsP na typech terénu, jeho vertikální
členitosti a nadmořských výškách.
Typ terénu
Vertikální členitost
(m)
Nadmořská výška
(m)
Max VAS 2 – WAsP
(m/s)
roviny, nížiny
do 400
± 0,2
75–150
400–600
± 0,2
ploché vrchoviny
150–200
600–750
≤ 0,5
členité vrchoviny
200–300
750–900
≤ 0,9
ploché hornatiny
300–350
900–1200
≤ 2,0
členité hornatiny
450–600
1200–1600
≤ 2,3
vzdálené od hor
ploché pahorkatiny
Plošné rozložení rozdílů průměrných ročních rychlostí větru, určených modely WAsP a PIAPBLM ve čtvercové síti bodů o
straně 1 km na území západní poloviny Čech, ukazuje obr. 18. Systematicky vyšší hodnoty rychlosti větru dává WAsP vůči
modelu PIAPBLM v nížinné oblasti vymezené městy Kadaň, Žatec, Podbořany s maximem nad Nechranickou přehradou
(vliv parametru drsnosti), nad východní částí bývalého okresu Cheb a v podhůří Šumavy a Českého lesa. Naopak ve vrcholových partiích Krušných hor, Doupovských hor, Českého lesa, Šumavy a Brd (viz obr. 19) jsou rychlosti větru podle modelu
WAsP podstatně nižší (o 3,2 až 4,8 m/s) než rychlosti větru podle modelu PIAPBLM.
Histogram rozdílů pr. ročních rychlostí větru [m/s] na plochách čtverců o straně 1 km na území ČR, modely VAS 2 – WAsP (obr. 22)
8
7
6
5
(%)
4
3
2
1
0
-7
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Z uvedených výpočtů vyplývá, že modelový výpočet průměrné rychlosti větru v intervalu nadmořských výšek 500 až 750 m
dává všemi ověřovanými modely obdobné výsledky s přijatelnou chybou. Pro větší nadmořské výšky, vzhledem ke značné
vertikální členitosti terénu, se chyba výpočtu všech modelů zvětšuje a přesahuje se zvětšující se výškou významně hodnotu
1 m/s. U modelu WAsP se projevuje systematické podhodnocování rychlostí větru ve výškách nad 900 m. Pouze v rámci
uvedené přesnosti může být v současné době určen větrný potenciál. Zároveň v ÚFA pracujeme na hybridním modelu, který
by využil přednosti uvedených tří modelů.
Závislost rozdílů průměrných ročních rychlostí větru ve čtvercích o straně 1 km na území ČR mezi modely VAS 2–WAsP ( obr. 23)
2,5
2,0
(m/s)
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600
(m)
75
5. Větrný potenciál na území ČR a v jednotlivých regionech
Určujícím faktorem pro výpočet úhrnu zásob větrné energie je dlouhodobý charakter cirkulačních poměrů v přízemní vrstvě
atmosféry, vyjádřený polem průměrných rychlostí větru a větrnými růžicemi v dostatečně husté síti. Tato data umožňují určit
na základě prvé rovnice – kap. 4. 1. – klimatologický potenciál. Jde o teoretické pole, které je základním údajem pro určení
realizovatelného potenciálu.
V prvním přiblížení lze aproximovat plošně rozloženou hodnotu hustoty výkonu větru plochami, na kterých se vyskytují
zadané hodnoty průměrné roční rychlosti větru – viz práce Štekl a kol. (1995). Z ploch, které jsou vhodné pro výstavbu větrných elektráren hodnotou klimatologického potenciálu, se musí vyloučit plochy podléhající zákazu zakládání staveb podle
zákona o ochraně přírody a krajiny č. 114/1992 Sb. (národní parky, chráněné krajinné oblasti, národní přírodní rezervace,
přírodní rezervace, okolí národních přírodních památek a přírodních památek).
Zákonem chráněné oblasti leží převážně v oblasti vysočin a v horách, kde jsou příznivé větrné podmínky a ztrácí se tak 60
až 70 % vhodných ploch pro větrnou energetiku. V poslední době se daly zaregistrovat signály o možných ministerských
výjimkách, např. v 3. zóně CHKO. V období, kdy výšky věží větrných elektráren dosahovaly 30 až 40 m, nebylo možno
stavbu na zalesněných plochách, vzhledem k parametru drsnosti, doporučit. V současné době, kdy výška věží dosahuje
až 100–120 m, se otevírá možnost využít i zalesněné plochy. První kroky v tomto směru udělali v Rakousku (Winkelmeier).
Před akceptováním tohoto postupu je nezbytný experimentální výzkum profilů větru do výšek 120–150 m v zájmových
lokalitách. Tato eventualita, která si vyžádá důkladnou plošnou analýzu, nezanedbatelným způsobem ovlivní výsledný realizovatelný potenciál.
Dalším faktorem, který významně ovlivní výpočet realizovatelného potenciálu na území ČR, je výkupní cena elektrické energie a její dlouhodobá garance. Ekonomická rentabilita určí limitní spodní hranici průměrné roční rychlosti větru, která bude
použita pro výpočet. Dalšími vstupy, které ovlivní rentabilitu provozu větrných elektráren, a tím i určení realizovatelného
potenciálu, je existence příjezdových cest či náklady na jejich zpevnění příp. prodloužení, vzdálenost od vedení vysokého
napětí, struktura podloží, příp. další okolnosti.
Respektování nařízení vlády č. 502/2000 Sb. o ochraně zdraví před nepříznivými účinky hluku a vibrací, které při určování
realizovatelného potenciálu je nezbytné, vzhledem k husté zástavbě domů, chalup a chat ve větrných oblastech, významným způsobem sníží výchozí úroveň klimatologického potenciálu. Větrné elektrárny musí být ve stanovených vzdálenostech
od vojenských zón, letišť, vysokonapěťových vedení, dálnic, vysílačů, hrází, hranic CHKO (Gerhard, Pahlke). Tato okolnost
musí být při určování realizovatelného potenciálu respektována.
Ve studii Štekl a kol. (1995) jsme při určení realizovatelného potenciálu vycházeli z předpokladu, že pro průměrné roční
rychlosti větru u = 4,8 až 4,9 m/s je vhodná turbína s výkonem 300 kW na tubusu vysokém 30 m, při u = 5,0 až 5,9 m/s
je vhodná turbína s nominálním výkonem 400 kW s výškou tubusu 40 m a při rychlostech ≥ 6,0 m/s je vhodná turbína s výkonem 500 kW na tubusu s výškou 40 m. Jak vyplývá z kap. 4 je zapotřebí při vyhodnocení respektovat rozvoj technologie,
což výpočet významně ovlivní. Od roku 1992 vstoupil v platnost zákon č. 244/1992 Sb. o posuzování vlivu staveb na životní
prostředí (EIA). Posouzení vlivu stavby větrné elektrárny na flóru (kácení zeleně při stavbě, chráněné druhy rostlin), na faunu
(vliv na hnízdící a tažné ptactvo, chráněné druhy živočichů) a na krajinný ráz bude příčinou další redukce výchozí hodnoty
klimatologického potenciálu.
Výše uvedené okolnosti, které ovlivňují stanovení realizovatelného potenciálu, je nezbytné, pokud je to možné, v dostatečně
husté čtvercové síti, nejlépe v síti s krokem 100 m, zhodnotit a číselně určit či odborně odhadnout. Tento postup povede
k určení realizovatelného větrného potenciálu na nižších územích celcích (obce, města) přes vyšší územní celky a konečně
k sumární hodnotě pro celé území. Dosud jsou však k dispozici pouze relativně přesně určená pole průměrných ročních
rychlostí větru, jinými slovy klimatologický potenciál. Použijeme-li výsledků ze studie Štekl a kol. (1995), pak můžeme udělat
pouze hrubý odhad, který charakterizuje realizovatelný větrný potenciál. Na území České republiky je pravděpodobný počet
velkých větrných elektráren 900–1100, pravděpodobný instalovaný celkový výkon 570–680 MW a očekávaná roční výroba
1250–1550 GWh.
Instalovaný výkon podle území jednotlivých rozvodných společností lze odhadnout následovně, je však nutné zdůraznit,
žese jedná o přibližné hodnoty, na území ČR je navíc odhadováno 20 MW instalovaného výkonu bez připojení k síti.
Západočeská energetika, a. s.
Severočeská energetika, a. s.
225–260 MW
Východočeská energetika, a. s.
70–80 MW
Středočeská energetická a. s.
13–15 MW
Jihočeská energetika, a. s.
Severomoravská energetika, a. s.
Jihomoravská energetika, a. s.
Celkem
76
73–85 MW
8–10 MW
94–110 MW
77–90 MW
580–670 MW
6. Předpověď výroby energie větrnými elektrárnami
6. 1.
Nestabilita větrné energie
Při prosazování koncepce výroby elektrické energie z větru je často slyšet hlasy poukazující na negativní vlastnost tohoto
zdroje, kterou je jeho časová nestabilita. Tyto hlasy vycházejí nejen z prostředí politického, ale i od odborných pracovníků,
jako např. rozvodných společností a dalších. Praxe však prokázala, že např. ve státě Schleswig–Holstein pokryly v roce
2002 větrné elektrárny svou výrobou 29 % z celkové spotřeby elektrické energie. V podmínkách České republiky toto procento lze očekávat v rozmezí 1–2 %.
Je sice pravda, že diskutované negativní vlastnosti energie z větru musí být řešeny zálohovými zdroji, ale tento nepříznivý
vliv lze minimalizovat meteorologickou předpovědí pole proudění ve výšce rotorů větrných elektráren a z toho odvozené
předpovědi výkonu větru. Předpověď výkonu větru na dobu až 48 hodin může být základní informací pro energetický dispečink. Reálnost tohoto řešení vyplývá ze zkušeností dosažených v zahraničí.
6. 2.
Numerické předpovědní modely
Hlavní meteorologická centra zpracovávají a rozšiřují předpovědi meteorologických veličin, včetně pole vektoru větru v mezní vrstvě atmosféry, platné od několika hodin v intervalech tří, případně šesti hodin do několika dnů. V české předpovědní
službě dosáhl největšího uplatnění francouzský model (ALADIN), používají se německé modely (GM, LM), britské a americké modely.
Numerické modely pracují s diskrétními hodnotami v síti bodů. Velikost horizontálního kroku sítě určuje rozlišovací schopnost modelu. Tím je ovlivněna možnost zachytit malorozměrné procesy. V současné době používané modely pro postižení
procesů synoptického měřítka mají čtvercovou síť bodů s krokem 10 až 15 km. Proto, aby byly zachyceny lokální větrné
poměry v místě větrné elektrárny nebo jejich skupiny, jako např. tvar terénu nejbližšího okolí, parametr drsnosti v ploše, vliv
lokálních překážek, byl v Dánsku vyvinut numerický postup, který adaptací na provozní předpovědní model umožňuje předpověď výroby energie z větrných elektráren na 36 hodin (Landberg). Podobnou tématikou se pro území severního Německa
zabývá práce Mellinghoffa et al., kdy se předpověď výkonu větru týká časového intervalu do 48 hod.
6. 3.
Přesnost předpovědi výroby elektrické energie
Jinou metodou, jak upřesnit obecnou předpověď numerického modelu pro konkrétní místo, je statistický postprocessing
(Sokol). Tato metoda umožňuje korigovat výstupy numerického prognostického modelu s využitím měření provedených
v minulosti. Základem použité metody je lineární regresní model, pro který jsou vhodně vybrány prediktory algoritmem
postupných kroků. Tato metoda, založená na postupné adaptaci regresního modelu, umožňuje aplikaci postprocessingu
již po krátké době měření.
V období duben až září roku 1998 byla na datech vybraných synoptických stanic, které jsou v blízkosti lokalit vhodných pro
výstavbu větrných elektráren, ověřena uvedená metoda pro předpovědní interval od 6 do 48 hodin s krokem šesti hodin.
V první řadě byly hodnoceny střední kvadratické chyby (RMSE) předpovědi rychlosti větru pro stanice s nadmořskou výškou pod a nad 500 m (Štekl, 1999). Postprocessing snižuje oproti hodnotám modelu ALADIN RMSE na horských stanicích
v průměru o 0,8 m/s, na ostatních stanicích o 0,4 m/s.
Přesnost předpovědi výroby elektrické energie ve zvolené lokalitě byla určena za zjednodušujících předpokladů. Byla použita výkonová křivka stroje Vestas V47–660 kW a celková výroba v místě určité meteorologické stanice byla určena vztahem
�� = å �� (� � )
�
� =�
kde PE(u j) je výkon větrné elektrárny při měřené rychlosti větru u j, sčítaný po všech termínech a všech dnech období. Předpověď celkové výroby elektrické energie P´ c byla vypočtena obdobným vztahem, kde za rychlost větru u´ j se dosazovala
předpovídaná hodnota statistickým postprocessingem. Poměrem Pc/P´ c byla charakterizována přesnost předpovědi výroby
elektrické energie. Výsledky pro několik stanic s vrcholovou polohou ukazuje tab. 6. 1.
77
Tabulka 6. 1: Přesnost předpovědi výroby elektrické energie Pc/P´c na období od 6 do 48 h.
Období duben–září 1998, Vestas V47-660 kW.
n. v. [m] Stanice
oblast
06
12
18
24
30
36
42
48
prům.
1213
Fichtelberg
Krušné hory
0,98
0,95
0,96
0,95
0,94
0,96
0,91
0,93
0,95
735
Svratouch
Českom. vrch.
0,17
0,99
1,02
1,05
1,02
1,05
1,02
1,02
1,01
513
Luka
Drahanská vrch.
1,23
1,31
1,16
1,20
1,27
1,39
1,30
1,51
1,30
1324
Lysá hora
Beskydy
1,10
1,09
1,10
1,11
1,13
1,15
1,13
1,15
1,12
Ukázalo se, že předpověď očekávané výroby elektrické energie na horských vrcholových stanicích měla chybu převážně do
5–6 %, maximálně do 12 %. Ve většině případů je předpovídaná výroba větší než skutečná. Na horských stanicích typu Svratouch a Lysá hora je průměrná chyba předpovědi menší než 10–14 %. Předpovídaná hodnota je systematicky menší než
skutečná. Poněkud horší výsledky vykazuje stanice Luka a další stanice s menší nadmořskou výškou. Celkově lze říci, že
přesnost předpovědi výroby elektrické energie větrnou elektrárnou v horských polohách s nadmořskou výškou nad 700 m
je metodou statistického postprocessingu akceptovatelná v praktických podmínkách. Pro předpověď pro nižší polohy, kde
se uplatňuje ve zvýšené míře vliv zemského povrchu, bude vhodné metodu ještě zdokonalovat.
7. Větrné elektrárny a životní prostředí
Všeobecně je známo, že žádná technologie výroby elektrické energie není zcela bez záporných ekologických vlivů. Výroba
elektrické energie větrnými elektrárnami však vyvolává minimální negativní vlivy na životní prostředí při porovnání s využíváním neobnovitelných zdrojů. Větrné elektrárny nezatěžují při svém provozu okolní prostředí žádnými odpady. Neprodukují
do atmosféry plynné či tuhé emise včetně CO 2 nebo jiných skleníkových plynů. Není nutné ukládat vyhořelé jaderné palivo
nebo popílek, nevyžadují pro svůj provoz vodu a tudíž ji také neznečišťují a neprodukují odpadní teplo.
7. 1.
Výstavba větrných elektráren ve vztahu ke krajině
Výstavbou větrné elektrárny je staveniště v porovnání s výstavbou jiných energetických zařízení zatíženo minimálně. Úprava
terénu pro příjezd těžkých mechanizmů nezbytných pro stavbu základu a pro montáž tubusu a samotné turbíny je potřebná
jen na krátkou dobu. Po ukončení stavby se terén uvede do původního stavu. Pouze je třeba přemístit a uložit vytěženou zeminu při stavbě základu (zhruba kolem 100 m3). Po zabetonování základu je tento zahrnut ve výšce zhruba 0,5 m zeminou.
Z povrchu země vystupuje pouze věnec na upevnění tubusu. Stavba je relativně krátká; trvá do dvou měsíců. Po ukončení
provozu větrné elektrárny její demontáž proběhne během 1–2 dnů.
Větrné elektrárny umožňují polyfunkční využití zemědělské půdy. Zemědělskou půdu je možno využívat téměř v původním
rozsahu, obdobně jako je tomu u stožárů pro elektrické vedení.
Při stavbě větrných elektráren musí být respektován zákon o ochraně přírody a krajiny ČNR č. 114/92 Sb. Nejsou přípustné
stavby v národních parcích, v přírodních rezervacích, v chráněných krajinných oblastech první zóny a v blízkosti národních
památek. Shodou okolností však na území ČR většinou plochy chráněných krajinných oblastí se ztotožňují s oblastmi vysokého větrného potenciálu (zhruba 60 až 70 %). Můžeme pouze doufat v to, že se v budoucnu najde kompromisní řešení,
které větrnou energii, vstřícnou životnímu prostředí, za důkladného zvážení všech okolností v uvedených oblastech bude
tolerovat.
7. 2.
Hluk emitovaný větrnými elektrárnami
Vliv akustické emise větrných elektráren na okolní prostředí bývá v mnoha případech ochránci životního prostředí nadhodnocován. Při provozu větrné elektrárny vznikají dva druhy hluku. Jde o mechanický hluk, jehož zdrojem je strojovna
(generátor včetně ventilátoru, převodovka, natáčecí mechanizmy, event. i brzda). Množství energie hluku emitované do okolí
závisí nejen na kvalitě provedení jednotlivých částí (např. ozubená kola převodovky) i celku, ale také na uložení a kapotáži
celého soustrojí. Současné sériově vyráběné větrné elektrárny mají všechny uvedené parametry optimalizovány. Až na malé
odchylky při natáčení gondoly je to zvuk ustálený. Určité zvukové rázy vznikají míjením listů vrtule kolem tubusu. V minulosti
se u některých větrných elektráren objevovaly vibrace tubusu, s čímž se moderní technologie vyrovnala /Koníček, Jiříček/.
Dále jde o aerodynamický hluk, který vzniká interakcí proudícího vzduchu s povrchem listů rotoru a uvolňováním vzduchových vírů za hranou listů. Jeho frekvenční spektrum je velmi vyrovnané a klesá se vzrůstající frekvencí. Aerodynamický hluk
je snižován modernějšími konstrukcemi listů vrtule (viz obr. 7), případně variantností typů rotorů, kdy se za cenu snížení
hlukové emise sníží i výkon generátoru.
Hluk se šíří od bodového zdroje v závislosti na směru a rychlosti proudění vzduchu, v závislosti na intenzitě vertikálního
promíchávání vzduchu (pod teplotní inverzí je zamezen přenos hluku ve vertikálním směru), na tvaru zemského povrchu, na
existenci překážek pro šíření hluku (Štekl, 1996).
78
Hluk šířící se od bodového zdroje se utlumuje se vzrůstající vzdáleností. Ve zjednodušené verzi řešení se uvažuje úbytek
akustického tlaku s logaritmem vzdálenosti jako funkce rychlosti větru. Většinou se tato zjednodušená verze výpočtu (tedy
bez vlivu směrové růžice, tvaru reliéfu, zvrstvení teploty atd.) používá v modelových výpočtech pro určení izofonového pole
v okolí větrné elektrárny.
Na sílu vjemu, vyvolaného určitým hlukem, má velký vliv poměr mezi jeho intenzitou a intenzitou ostatních hluků, které se
označují jako hluk pozadí. Všeobecně je známo, že hluk vyvolaný vazkým a turbulentním třením vzduchu o drsný zemský
povrch dosahuje, zvláště v horských podmínkách, velkých hodnot. Např. při vichřici se v těchto podmínkách stává lidská
řeč nesrozumitelnou. Na zkušebním polygonu Dlouhá Louka v Krušných horách bylo provedeno měření, které ukázalo, že
při rychlosti větru do 5 m/s byla úroveň hluku pozadí v mezích 30–40 dB, ale při rychlosti větru kolem 6 m/s hluk pozadí byl
v rozsahu od 33 do 47 dB a při rychlostech větru nad 8 m/s hluk pozadí přesahoval hodnotu 45 dB /Štekl, 1999/.
Nařízení vlády č. 502/2000 Sb. o ochraně zdraví před nepříznivými účinky hluku a vibrací určuje nejvyšší přípustnou hladinu
akustického tlaku ve venkovním prostoru pro den (6–22 hodin) 50 dB a pro noc 40 dB. V tomto nařízení není zohledněna
okolnost, kdy hluk pozadí převyšuje hluk vyvolaný větrnou elektrárnou. Bylo by jistě mimo logiku případu, aby schvalovací
orgán do povolovacího řízení nezahrnul zmíněnou skutečnost poměru mezi úrovní hluku pozadí a akustického tlaku vyvolaného větrnou elektrárnou.
Např. v Německu se uplatňuje doporučení větrnou elektrárnu stavět více než 300 m od jednotlivého domu a více než 500 m
od okraje skupiny domů (obec apod.).
Na některé citlivé jedince nepříznivě působí stroboskopický efekt, vznikající střídavým zakrýváním slunečního kotouče listy
rotoru. Tento efekt je aktuální pouze při malé výšce Slunce. Proto součástí posudku na připravovaný projekt stavby větrné
elektrárny by mělo být posouzení vlivu stroboskopického efektu.
7. 3.
Větrné elektrárny a avifauna
Využívání větrné energie provázejí živé diskuse a často i ostré spory s ochránci ptactva. O to je diskuse živější, protože se u
větrných elektráren na území Česka jedná o nový proces v krajině, u něhož nelze vycházet ze zkušeností. Přitom systematické dlouhodobé pozorování, které by prokázalo negativní vlivy na ptactvo v ČR neexistuje a krátkodobé zkušenosti takovéto
vlivy neprokázaly. Diskuse jsou většinou spekulativní.
Zcela aktuálním se posouzení vlivu věrných elektráren na avifaunu stalo Zákonem 100/21001 Sb. ze dne 20. února 2001
o posuzování vlivů záměru na životní prostředí. V části D přílohy, která je uvozena názvem „Komplexní charakteristika
a hodnocení vlivů záměru na obyvatelstvo a životní prostředí“ v bodě 2, je povinnost zhodnotit vlivy na faunu, flóru a ekosystémy.
V České republice, pokud je autorovi známo, existuje pouze jedna ucelená studie o vlivu větrné elektrárny na populace ptáků, kterou zpracovali Prof. Dr. K. Šťastný, CSc., a Doc. Dr. V. Bejček, CSc., z katedry ekologie LF VŠZ Praha v letech 1993
až 1994. V lokalitě Dlouhá Louka (880 m n. m.) v Krušných horách provedli výzkum hnízdních společenstev ptáků ve třech
biotopech této lokality (na louce, v lese a v chatové oblasti) a to v délce jednoho měsíce před a po výstavbě „Demonstrační
větrné elektrárny EWT 315 kW“. Tento výzkumný projekt financovala akciová společnost ČEZ. Ze závěru výzkumné zprávy
vyjímáme následující: „Bylo shledáno, že výstavbou větrné elektrárny nebyla zasažena žádná lokalita, zasluhující ochranu.
V blízkosti nebylo zjištěno hnízdiště žádného ohroženého druhu vyjma hýla rudého, jehož hnízdní výskyt byl však zaznamenán až po výstavbě větrné elektrárny. Prezentované výsledky jsou dokladem, že provoz větrné elektrárny významným
způsobem neovlivňuje hnízdní společenstva ptáků. Zjištěné rozdíly na otevřené ploše v blízkosti větrné elektrárny bezesporu nesouvisejí s jejím provozem, nýbrž s likvidací lučního porostu během její výstavby a rozoráním celé louky před novým
osetím. Nebylo možno z časových důvodů provést analýzu situace během podzimní migrace. Na základě vlastních výsledků
a zkušeností zahraničních autorů lze předpokládat, že větrná elektrárna nebude mít zásadně rušivý vliv na avifaunu“.
K tomuto odbornému posudku dodejme praktické zjištění, že za sedm let provozu uvedené demonstrační větrné elektrárny
nebyl zjištěn v bezprostředním okolí ani jeden pták zraněný případně mrtvý. Podrobný text výzkumných zpráv je uveřejněn
v časopise Větrná energie, No 17, 2002.
V zahraniční literatuře lze nalézt řadu výzkumných pozorování chování tažných ptáků u větrných farem. Všeobecně lze říci,
že ptáci tyto viditelné překážky oblétávají či nadlétávají, v řídkých případech i prolétávají. Poněkud složitější situace nastává
v noci či za mlhy. Ukazuje se, že plachtící ptáci mohou pociťovat existenci rozvířeného tedy turbulentního charakteru proudění za rotory větrných elektráren do vzdálenosti až několika málo set metrů. Turbulentní vlečka je nejvýraznější na obvodu
rotoru.
Ze zahraničních statistik vyplývá, že průměrný počet kolizí ptáků na kilometrovém pásu větrných elektráren odpovídá počtu
zabitých ptáků střetem s automobily na kilometrovém úseku frekventované silnice a je mnohem menší než počet nehod
ptáků, připadající na kilometr elektrického vedení vn nebo vvn.
7. 4.
Větrné elektrárny a šíření radiového a televizního signálu
V minulosti se objevily pokusy kritizovat větrné elektrárny z důvodu, že působí rušivě na elektromagnetické vlnění v jejím
okolí. Principiálně může vznikat interference, k níž dochází vlivem odrazu, rozptylu a difrakce elektromagnetického vlnění.
79
Bylo zjištěno, že v prostoru mezi zdrojem signálu a větrnou elektrárnou je hladina interference značně nižší než v prostoru
za větrnou elektrárnou z pohledu od vysílače. Samotná hodnota interference je závislá na technických parametrech větrné
elektrárny (rozměry rotoru, konstrukce listů rotoru včetně jejich geometrie, rychlost rotace).
Měřením na demonstrační větrné elektrárně Dlouhá Louka bylo prokázáno, že činnost elektrárny kvalitu televizního signálu
v jejím okolí neovlivňuje. Totéž lze říci obecně o větrných elektrárnách moderní konstrukce. Stejně tak lze konstatovat, že
provoz větrných elektráren neovlivňuje letecký provoz z hlediska rušení a vyzařování elektromagnetických a elektrostatických polí.
7. 5.
Větrné elektrárny a krajinný ráz
Krajinný ráz patří k nejcitlivějším hlediskům při umisťování větrných elektráren do krajiny. Obtížnost tohoto hodnocení
je dána subjektivním charakterem, pro nějž nelze určit jednoznačný závažný postup. V zahraničí jsou k dispozici odborná doporučení jako např. v práci Winkelbrandta et al., pro spolkové země Německa. V České republice byl zpracován
Ing. J. Penkem z AOPK ČR vcelku úspěšný návrh „Metodického pokynu MŽP pro umisťování větrných elektráren v chráněných územích a ostatní krajině“ v roce 1999, který se však nestal oficiálním dokumentem.
V časopise Ochrana přírody, 54, 1999, č. 5 vyšel článek „Umístění větrných elektráren v chráněných územích a ostatní
krajině“ od autorů V. Petříčka a K. Macháčkové. V tomto doporučení není sladěno hledisko ochrany krajiny se základními
požadavky meteorologickými, které je nutno dodržet. Doporučuje se např. lokalizovat větrnou elektrárnu v kulturní krajině
s vhodnou doprovodnou zelení a ignoruje se nepříznivý vliv zvýšeného parametru drsnosti na turbulentnost proudění a
jeho zeslabení. Nebo se doporučuje umístit větrnou elektrárnu pod horizont. Toto doporučení je v rozporu s fyzikálním zákonem o růstu rychlosti větru na vrcholcích terénních tvarů. Dále se konstatuje, že menší počet větrných elektráren netříští
kulisu rozptýlených stromů. Experimentálně bylo zjištěno, že stromy ovlivňují proudění až do vzdálenosti rovné pětinásobku
jejich výšky.
Je třeba připustit, že větrné elektrárny zvláště na vysokých tubusech, či větrné farmy naruší vzhled krajiny. Neruší jej však
více než třeba vysokonapěťová vedení, tovární komíny, paneláková sídliště, velkokapacitní kravíny, či jiná technická zařízení, která jsou pro obyvatelstvo tak nezbytná. Berme zásah do krajinného rázu jako jednu misku vah, kde druhou je výroba
elektrické energie „čistou formou“. A jako česká krajina v minulosti „unesla“ 880 historicky doložených větrných mlýnů, jistě
i v budoucnosti může „unést“ zhruba 1000 větrných elektráren. Obdobně jako krajina sousedního státu Sasko již v současnosti „unese“ 600 větrných elektráren.
7. 6.
Větrné elektrárny a produkce škodlivin
Je všeobecně známo jakým způsobem uhelné elektrárny zatěžují životní prostředí počínaje zásahem do krajiny při těžbě
uhlí, při ukládání pevných odpadů spalovacích procesů atd. Nesmíme opomenout finanční náklady na rekultivaci krajiny.
Stejně tak jsou všeobecně známy problémy kolem úložišť použitého jaderného paliva. Aktuální otázkou je množství zásob
uhlí, z jejíž odpovědi vyplývá, kdy uhelné elektrárny přestanou mít funkční opodstatnění.
V minulosti velmi agresivní emitovanou látkou vznikající při spalování uhlí byl oxid siřičitý (SO2), který dlouhodobě poznamenal lesní porosty nejen v Krušných horách, ale i v jiných regionech. Po odsíření uhelných elektráren se sice zásadním
způsobem snížila hodnota emitovaného SO 2, ale zůstala úroveň emitovaného CO 2. Oxid uhličitý jako skleníkový plyn, který
je důsledně mezinárodně monitorovanou škodlivou látkou, na rozdíl např. od uhelné elektrárny při výrobě elektrické energie
z větru nevzniká. Jestliže vyjdeme z množství odpadních látek, které vznikají při výrobě jedné kWh z uhlí, pak podle zahraničních pramenů při výrobě 1 kWh energie větru se sníží emise CO2 až o 1250 g, emise NOx až o 6 g, prachu a popílku až
o 70 g.
Důležitým parametrem při hodnocení větrných elektráren je poměr energie vynaložené na výrobu a zprovoznění zařízení
vůči energii, kterou toto zařízení je schopno během své životnosti vyrobit. U větrných elektráren poslední generace v podmínkách vysokého větrného potenciálu je zapotřebí jednoho maximálně dvou let, aby poměr obou složek byl vyrovnaný.
Poté po zbytek své životnosti současná větrná elektrárna vyrobí 20 krát více energie, než byla energie potřebná na její výrobu a zprovoznění. Tento poměr v porovnání s jadernými a uhelnými elektrárnami je u větrných elektráren velmi příznivý.
80
8. Závěr
Rozvoj větrné energetiky v České republice je závislý na úrovni větrného potenciálu a na politické vůli podporovat tento rozvoj. Pod pojmem politická vůle chápeme nejen povinný výkup energie, stanovení příznivých výkupních cen garantovaných
na dobu alespoň patnácti let, ale celou řadu legislativních opatření, ošetřujících činnosti spojené s přípravou a realizací
jednotlivých projektů. Jde např. o určení zásoby větrné energie metodami na nejvyšší odborné úrovni, kvalifikované a se
zahraničními zkušenostmi srovnatelné posouzení vlivu staveb větrných elektráren na životní prostředí a další.
Rozvoj větrné energetiky by měl vycházet z územních koncepcí výstavby větrných elektráren, které by začínaly od rajonů
obcí a měst a přes koncepce krajů by sumarizovaly možnosti větrné energetiky na celém území České republiky. Obdobná
koncepce však nebyla zpracována.
V této studii jsme přiměřenou pozornost věnovali zhodnocení prvého období rozvoje větrné energetiky v ČR, které se váže
k letům 1990–1995. Zkonstatovali jsme, že z 24 větrných elektráren s celkovým výkonem 8220 kW, které byly v tomto období vybudovány, zhruba 30 % z nich mělo vysoce poruchovou až nefunkční technologii českých výrobců. Tyto výrobky byly
cenově velmi přitažlivé, ale neprošly zkušebním provozem, atestačním řízením a ověřením výkonových křivek. Dále zhruba
20 % všech instalovaných turbín bylo postaveno v lokalitách s nedostatečnou zásobou větrné energie. Bylo to možné proto,
že neexistovala vhodná legislativní opatření. Uvedené skutečnosti vyvolaly u laické veřejnosti i u odborných pracovníků
„klasické“ energetiky zkreslený obraz o možnostech větrné energetiky. Navíc se objevily pokusy hodnotit možnosti tohoto
oboru na základě provozu větrných elektráren s nefunkční technologií nebo nevhodně umístěných.
Jedna z metod posouzení možností rozvoje větrné energetiky na území ČR je porovnání tohoto rozvoje na území sousedních států, které jsou ve srovnatelných klimatických podmínkách. 600 větrných elektráren na území státu Sasko, s celkovým
výkonem 533,5 MW, a 170 větrných elektráren s instalovaným výkonem 139 MW v Rakousku, to vše ke konci roku 2002,
jsou pro území ČR silně inspirující čísla. Německo, které zaujímá ve větrné energetice první místo ve světě, mělo ke konci
roku 2002 instalováno 13 759 větrných elektráren s celkovým výkonem 12 001 MW.
Realizovatelný větrný potenciál, jak ukazuje praxe, není konstantní veličina, ale s časem se mění, a to hlavně v závislosti
na vývoji technologie větrných elektráren. I tomuto faktoru byla věnována přiměřená pozornost. Očekávání řady vývojových
pracovníků v oblasti větrných elektráren bylo překonáno růstem: jmenovitého výkonu na 3–5 MW, průměrem rotorů na 80
až 110 m, výšky stožárů na 100–120 m.
Pozornost jsme v práci věnovali metodám pro určení pole průměrné roční rychlosti větru ve výšce 10 m nad povrchem a jejich přesnosti. Váhu této fáze práce, z jejichž výsledků se určuje klimatologický potenciál větru, vyjadřuje závislost hustoty
výkonu větru na rychlosti větru ve třetí mocnině. Porovnáním výsledků získaných statistickým modelem pracujícím s trojdimenzionální interpolací, výsledků dynamického modelu mezní vrstvy atmosféry a dánského modelu, používaného ve státech
západní Evropy pro posudkové hodnocení zásob větrné energie, bylo získáno číselné posouzení předností a slabých článků
jednotlivých modelů. Pokud je známo, jde o původní postup dávající možnost následně vytvořit model využívající postupů,
které vyšly z porovnání jako optimální. Ukázalo se, že zvlášť citlivé je určování větrného potenciálu v nadmořských výškách
nad 700 až 800 m, kde velká vertikální členitost terénu vyvolává vysoké nároky jak na dynamické modely mezní vrstvy atmosféry, tak na statistickou metodu. Jeden ze závěrů této práce je konstatování potřeby stožárového měření složek větru před
realizací stavby větrné elektrárny. Nanejvýš nutné je toto měření při stavbách v nadmořských výškách nad 700 m.
V práci jsou specifikovány všechny okolnosti, které ovlivňují redukci klimatologického potenciálu na realizovatelný potenciál. Byl proveden hrubý odhad možností větrné energetiky po územních celcích jednotlivých distribučních společností a
celkově na území České republiky. Je naznačen možný způsob jak meteorologickou předpovědí výkonu větrných elektráren
přispět k udržení stability rozvodných sítí.
Použité zdroje
Burian, V.: Větrné mlýny na Moravě a ve Slezsku. práce odb. společenských věd Vlastivědného ústavu v Olomouci, č. 7, s.
79, 1965
Ender, C.: Windenergienutzung in der Bundesrepublik Deutschland – Stand 31. 12. 2002, DEWI Magazin, Nr. 22, s. 7–19,
2003
Gurdes, G., Pahlke, T.: Wind– und Flächenpotencialstudie für das nordliche Niedersachsen und den Harz, DEWI Mag., Nr.
7, s. 4–16, 1995
Hošek, J.: Určení zásoby větrné energie lokalit pomocí dánského programu WAsP, časopis Větrná energie, No. 12, s. 8–10,
Praha 2000
Jaroš, J.: Větrné mlýny na Moravě, s. 85, Ekocentrum Brno, 1993
Kašpar, F.: Větrné motory a elektrárny I, Elektrotechnický svaz československý. Praha 1948
Kuntzsch, J., Daniels, W.: Windenergienutzung im Freistaat Sachsen, s. 139, Dresden 1994
Landberg, L.: Implementing Wind Forecasting at Utility, 5th European Wind Energy Association Conference and Exhibition,
Thessaloniky, Greece 1994
Mellinghoff, H., Monnich, K., Waldi, H. P., Beyea, H. G.: Windleistungvorhersage im Zeitbereich bis 48 Stunden, DEWI Mag.,
81
Nr. 13.,1998
Molly, J. P.: Technische Entwicklungstrends der Windturbinen, DEWI Mag., Nr. 20, s. 52–59, 2002
Pokorný, O.: Soupis lokalizace větrných mlýnů v Čechách, Studia geographica 18, s. 179, Geografický ústav ČSAV, Brno
1973
Rychetník, V., Janoušek, J., Pavelka, J.: Větrné motory a elektrárny, s. 199, Vydavatelství ČVUT, Praha 1997
Sobíšek, B.: Rychlost a směr větru na území České republiky v období 1961–1990,s. 86, NKP, Praha 2000
Sokol, Z.: MOS based precipitation forecasts for river basins. Wea. Forecasting, v tisku, 2003
Svoboda, J.: Numerical modeling of the atmospheric boundary layer over a hilly landscape, Studia geoph. et eod., s. 34,
167–184, 1990
Svoboda, J. : Výpočet průměrných rychlostí větru v horských regionech pomocí simulovaných polí proudění vzduchu, meteor. Zpr., 49, č. 3, s. 77–80, 1996
Šefter, J., I.: Využití energie větru,s. 266, SNTL, Praha 1991
Štekl, J., Zacharov, P.: Variabilita hustoty vzduchu a její vliv na výkon větrných elektráren. Sborník konference Meteorologie
a životní prostředí regionů, s. 62–69, Most 1994
Štekl, J. a kol.: Perspektivy využití energie větru pro výrobu elektrické energie na území ČR. III. část, Výzkumná zpráva ÚFA
AV ČR, s. 138, Praha
Štekl, J. a kol. (1995): Perspektivy využití energie větru pro výrobu elektrické energie na území ČR, IV. část, Výzkumná
zpráva ÚFA AV ČR, s. 158, Praha 1994
Štekl, J. et al.: Meteorologie ve větrné energetice, časopis Větrná energie, No. 6, s. 48, Praha 1997
Štekl, J., Jež, J.: Časová variabilita výkonu větru v severních Čechách, časopis Větrná energie, Praha, No. 11, s. 2–3, Praha
1999
Štekl, J.: Meteorologická předpověď výkonu větru na území ČR, časopis Větrná energie, No. 11, s. 3–7, Praha 1999
Štekl, J., Jež, J.: Metody „prodloužení“ ročního měření rychlosti větru, časopis Větrná energie, No. 12, s. 2–5, Praha 2000
Štekl, J., Sokol, Z., Zacharov, P.: Denní a roční chod rychlosti větru v závislosti na nadmořské výšce nad územím České
republiky, časopis Větrná energie, No. 13, s. 2–4, Praha 2000
Štekl, J., Sokol, Z. : Větrné poměry v jižních Čechách, Větrná energetika v jižních Čechách – od snů k realitě, sborník k
emináři, s. 3–7, únor 2000
Štekl, J., Hošek, J.: Rychlost větru v oblasti atmosférických front z hlediska větrné energetiky, časopis Větrná energie, No.
14, s. 7–10, Praha 2001
Štekl, J. et al.: Závěrečná zpráva projektu VaV 320/6/00, subprojekt Větrná energie. 1. díl, s. 117, Ústav fyziky atmosféry
AV ČR, Praha 2002
Štekl, J. et al.: Závěrečná zpráva projektu VaV 320/6/00, subprojekt Větrná energie, 2. díl, s. 82, Ústav fyziky atmosféry AV
ČR, Praha 2002
Troen, I., Petersen, E. L.: European Wind Atlas, s. 656, Riso National Laboratory, Roskilde 1989
Winkelmannová, N.: Boom větrných elektráren v SRN a jeho příčiny, časopis Větrná energie, No. 17, s. 20–22, Praha
2002
Votruba, L.: Větrná energetika ve 30. a 40. letech tohoto století, časopis Větrná energie, č. 2, s. 20–22., Praha 1995
Winkelmeier, H.: Rozvoj větrné energetiky v Rakousku, časopis Větrná energie, No. 17, s. 22, Praha 2002
Koníček, P., Jiříček, O.: Větrné elektrárny a hluk, časopis Větrná energie, č. 1, s. 16–18, Praha 1996
Štekl, J.: Hluk emitovaný větrnými elektrárnami a jeho šíření. Větrná energie, č. 1, s. 12–15, Praha 1996
Štekl, J.: Větrné elektrárny a životní prostředí, Větrná energie, č. 1,s. 9 –11, Praha 1998
Ihde, S., Vauk–Hentzelt, E.: Vogelschutz und Windenergie, Bundesverband, 1999
WindEnergie e. V., Osnabrück, s. 155
Winkelbrandt, A. et al.: Empfehlungen des Bundesamtes für Naturschutz zu naturschutz–verträglichen Windkraftanlagen,
s. 64, Bundesamt für Naturschutz, Bonn 2000
82
Využití biomasy
Energetické
využívání biomasy
Ing. Jaroslav Váňa, CSc.
Úvod
Antropogenními činnostmi působený skleníkový efekt, globální oteplování a klimatická změna jsou v současné době skutečností, kterou potvrzují pozorování řady vědců, meteorologická měření, ale i exponenciální nárůst pojišťovacích škod
v důsledku zvyšování účinku a frekvencí tajfunů, tornád a záplav způsobených přívalovými dešti. Táním arktických ledovců
dochází ke zvyšování hladin moří s nebezpečím zaplavení částí přímořských a ostrovních států s očekávaným exodem desítek milionů lidí. Příčinou těchto nebezpečných jevů je zejména spalování fosilních paliv, při kterých se produkuje skleníkový
plyn oxid uhličitý CO2.
Zvyšující se koncentrace oxidu uhličitého a dalších skleníkových plynů (metan, oxid dusný, freony) v atmosféře omezuje vyzařování nahromaděného tepla na zeměkouli zpět do vesmíru, což má za následek globální oteplování. Spálením 1 kg černého uhlí vzniká 2,56 kg CO 2, spálením 1 kg motorové nafty se uvolní 3,12 kg CO2 a spálením 1 m3 zemního plynu 2,75 kg
CO 2. Intenzivní využívání fosilních paliv se stává pro trvale udržitelný rozvoj lidské společnosti neúnosné a řada států se
snaží co největší podíl fosilních energií nahradit obnovitelnými energiemi, tj. energií solární, větrnou, geotermální a vodní.
Nejvyšší potenciál má obvykle energie z biomasy.
Při spalování biomasy rovněž vzniká oxid uhličitý, který však skleníkový efekt nenavyšuje a to z důvodu, že rostliny za svého
růstu odebírají z ovzduší CO 2 a při spalování ho opět do ovzduší vracejí. Vzhledem k tomu, že průměrná délka života živé
fytomasy je cca 10 let a podzemní části rostlin obvykle ještě déle přeměněný CO 2 zadržují (jako kořeny nebo jako půdní
organická hmota) představuje pěstování energetické fytomasy významné vázání oxidu uhličitého z atmosféry.
Problematika obnovitelných energií se týká ČR jako budoucího člena Evropské unie. Evropská komise vydala dokument
tzv. „Zelenou knihu“ s názvem „Energie pro budoucnost – obnovitelné zdroje energie“. Tento materiál je zpracován jako
souhrn zásad energetické politiky EU s perspektivami až do roku 2020. Do roku 2010 by měl činit podíl obnovitelných energií na celkové energetické spotřebě EU 12 %, přičemž ve srovnání s rokem 1998 by se měl potenciál obnovitelných energií
v průměru zdvojnásobit a u energie z biomasy dokonce ztrojnásobit (viz článek Obnovitelné zdroje v ČR v této studii).
Závazek České republiky do roku 2010 představuje dosažení cca 6% podílu obnovitelných energií na celkové energetické
spotřebě. Uvažujeme-li o potenciálu a rozvoji obnovitelných energií v České republice, jsou tyto úvahy zejména o energii
z biomasy, jak vyplývá z tab. č. 1.
Tabulka č. 1: Stav využívání v r. 2000 a využitelný potenciál obnovitelných energií do r. 2010
Využití
v roce 2000
Využitelný
potenciál
Využitelný
potenciál
Celkové
investice
TJ/rok
TJ/rok
% TSPEZ 4
106 Kč
Měrné
investiční
náklady
Biomasa
18 650
61 770
3,53
16 610
370
Odpady1
1520
3560
0,20
25 470
12 460
140
11 500
0,66
90 360
7960
0
80
0,00
5090
67 470
Tepelná čerpadla
30
6670
0,38
21 320
3210
30
3710
0,21
18 820
5120
Malé vodní elekt.
2340
5660
0,32
16 250
4900
Velké vodní elekt.3
4500
4500
0,26
0
0
27 210
97 500
5,60
194 000
Segment
Sluneční energie
Fotovoltaika
2
Celkem
1
2
3
4
Kč/GJ
Zahrnuto pouze termické zpracování odpadu, skládkový plyn je zahrnut v biopalivech.
Čistý přínos tepelných čerpadel (bez spotřeby el. energie).
V blízké budoucnosti se nepředpokládá výstavba velkých vodních elektráren, zejména z ekologických důvodů a z důvodů vyčerpání
potenciálu.
Tuzemská spotřeba primárních energetických zdrojů.
83
Z rozboru stavu využívání jednotlivých segmentů obnovitelných energií vyplývá 68,5% podíl energie z biomasy. Využití
energie z biomasy rok od roku stoupá a v současnosti představuje cca 21 PJ/r. Využitelný potenciál energie z biomasy se
zpřesňuje podrobnými průzkumy v jednotlivých krajích. Využitelný potenciál energetické biomasy představuje biomasu získatelnou za ekonomicky příznivých podmínek. Potenciál veškeré biomasy přesahuje v České republice 22 mil. t ročně.
Energetické využívání biomasy má ještě další výhody pro životní prostředí, pro agrární sektor, pro růst prosperity obcí a růst
pracovních příležitostí. Palivo na bázi biomasy neobsahuje téměř žádnou síru, emise oxidu siřičitého je tak zanedbatelná.
Ostatní škodliviny v emisích z fytopaliv jsou ve srovnání s emisemi z fosilních paliv příznivější. Podroštový popel z fytopaliv
je možno z větší části použít jako hnojivo s dobrým obsahem vápníku, hořčíku, draslíku a fosforu.
Energetické rostliny pro přípravu fytopaliv je možné pěstovat na půdě nepotřebné pro výrobu potravin. Půdy v tzv. marginálních zemědělských oblastech se uvádějí do klidu zpravidla dotovaným zatravňováním. Údržba krajiny prostřednictvím
dotací stojí společnost značné finanční prostředky. Využití těchto půd k pěstování energetických rostlin tak může přinést
společnosti užitek, zejména přirozenou údržbu krajiny, protierozní ochranu půdy a minimalizaci úniku dusičnanů z půdy
do spodních a povrchových vod. Rozloha půdy nepotřebné k potravinářským nebo krmivářským účelům v České republice
představuje v současnosti už 465 000 ha orné půdy a 523 000 ha luk a pastvin. Při pěstování energetických rostlin je možno
využít i půdy nadlimitně kontaminované cizorodými látkami, na kterých je nežádoucí pěstovat potravinářské plodiny. Pěstování energetických rostlin na těchto půdách v dlouhodobém časovém horizontu umožňuje revitalizaci těchto půd.
Pro přípravu fytopaliv je možno zpracovat i vedlejší rostlinné produkty a energeticky využitelné zbytky rostlinné výroby. Je to
zejména sláma olejnin a obilnin, kukuřice, rostlinné zbytky po zpracování technických, zejména přadných rostlin. Jako fytopalivo je možné využít různé rostlinné a dřevní odpady z různých činností. Jde o odpady z údržby veřejné zeleně, z údržby
krajiny, z lesní těžby, ze zpracování dřeva, z papírenského průmyslu, z obalů, beden, palet a bednění.
Fytopaliva je možné standardizovat (normalizovat) co do tvaru, objemové hmotnosti a výhřevnosti a přizpůsobovat je potřebám trhu paliv a výrobců topenišť. Je možné vyrábět i směsná paliva s uhlím, ve kterých fytomasa kompenzuje nebo snižuje
nežádoucí vlastnosti fosilních paliv. Známá je vazba drasla ze slámy se sírou z uhlí v dánských teplárnách, což do značné
míry nahrazuje odsiřování spalin.
Z pohledu obce je možno při energetickém využívání biomasy vytvářet systémy vytápění z místních zdrojů a peníze za palivo
tak neodcházejí z obce jinam, ale naopak výrazně posilují prosperitu místních zemědělců, lesníků, zpracovatelů a podnikatelů s biopalivy v místě. Kromě toho vznikají v obci další pracovní příležitosti.
Kromě uváděných výhod energetického využívání biomasy je třeba připomenout i její nevýhody. Mezi technické nevýhody
biomasy patří ve srovnání s fosilními palivy její nižší energetická hustota (obsah energie odvozený na jednotku objemu),
což se projevuje nepříznivě v logistice (dopravě a skladování), která se může stát omezujícím a náklady zvyšujícím faktorem
u větších fytoenergetických zařízeních. Tyto problémy jsou však u místních systémů s dostupnou biomasou v okolí jen
minimální.
Biomasa obsahuje velký podíl prchavé hořlaviny. Kinetika spalování biomasy a další specifické vlastnosti hmoty si žádá
speciální konstrukce kotlů, zejména co se týče velikosti, uspořádání a prostorového dimenzování topenišť, přívodů spalných
vzduchů a řešení teplosměnných ploch. Tyto kotle jsou dnes technologicko-technicky vyřešené, ale jejich cena je vyšší než
u kotlů na fosilní paliva a zejména kotlů plynových.
Nepříznivým jevem fytopaliv je často vyšší obsah vody, zejména u surových materiálů, ovlivňující nejen výkonnost, ale také
kinetiku spalování. Problém snižování vlhkosti se řeší volbou optimálního období při sklizni energetických rostlin, sušením
při skladování a při výběru vhodné spalovací technologie. Mokré palivo má, jak známo, nižší výhřevnost.
Hlavní současnou nevýhodou energetického využití biomasy je její obecně nedostatečná ekonomická konkurenční schopnost k fosilním palivům. Energie z biomasy zatím úspěšně konkuruje jen v místních výtopnách, kde se spalují dřevní zbytky
z dřevozpracujících provozů nebo u systémů založených na spalování slámy
jako vedlejšího výrobku.
Stát
Podíl v %
84
Švédsko
18,2
Finsko
18,0
Rakousko
12,8
Irsko
12,3
Dánsko
7,3
Francie
4,6
Itálie
2,3
Německo
1,9
Česká republika
1,7
Pěstování energetických rostlin, jejich sklizeň a příprava fytopaliva představuje již provozně a investičně náročný řetězec operací a jednotkové
náklady jsou ovlivněny výnosem, který v jednotlivých letech může kolísat.
I když dnes konečně stát začal podporovat energetické využívání biomasy
dotacemi zemědělcům a investorům kotelen, mohou nastat případy, že užívání fosilních paliv – když se nezapočítávají externality – je z ekonomického
hlediska v České republice stále ještě výhodnější.
Ve státech EU s velkým rozvojem energetického využití biomasy (tab. č. 2)
jsou ve srovnání s ČR dotace podstatně vyšší. Především je však uplatňován
institut ekologické daně (uhlíková daň), kterým jsou zatěžována fosilní paliva při současném snižování ostatních daní obyvatelstva.
Tabulka č. 2: Podíl energie z biomasy na celkové produkci energie
v některých státech Evropy
Využití biomasy
2. Způsoby získávání, zpracování a využívání energetické biomasy
Sluneční energii, akumulovanou v biomase, můžeme přeměňovat různými způsoby na energii tepelnou, elektrickou, mechanickou nebo chemickou. K této přeměně může dojít následujícími způsoby:
a) termochemická přeměna biomasy
spalování
zplyňování
pyrolýza
b) biochemická přeměna biomasy
anaerobní digesce (metanové kvašení)
lihové kvašení
biovodík
c) chemicko fyzikální přeměna, např. esterifikace rostlinných olejů, úprava bioplynu
Biopaliva se připravují jako pevná, kapalná a plynná:
a) pevná biopaliva na bázi dřevní fytomasy
dřevní štěpka (včetně zelené štěpky)
piliny
polínkové dřevo
brikety
pelety a granule
dřevěné uhlí
produkty částečné pyrolýzy („torrefied wood“)
b) pevná paliva na bázi energ. bylin a stébelnin
řezanka
balíky nízkotlaké a vysokotlaké standardní a obří
brikety
pelety a granule
c) kapalná biopaliva
extrahované rostlinné oleje
bionafta (esterifikované oleje)
bioetanol
produkty rychlé pyrolýzy
d) plynná paliva
bioplyn
skládkový plyn
kalový plyn
biovodík
generátorový plyn (např. dřevoplyn)
Nejčastěji energeticky využívanou biomasou jsou vedlejší produkty ze zemědělské výroby z lesnictví, z lesní těžby a ze zpracování dřeva. Obnovitelnou energii je možno získávat i z komunálních bioodpadů, zejména z odpadů z parků a zahrad,
kuchyňských odpadů a separovaných domovních odpadů a z odpadů dřevěných obalů (dřevěný šrot). Spalováním směsných komunálních odpadů, pneumatik a plastů se nezískává obnovitelná energie, ale tzv. alternativní energie. V současné
době se pro energetické využití stále více uplatňuje travní fytomasa vznikající při údržbě krajiny (zatravněná půda, chráněné
krajinné oblasti, přírodní rezervace).
S ohledem na omezené možnosti využívání potenciálu výše uvedených zdrojů biomasy se uplatňuje cílené pěstování energetických rostlin na půdě nepotřebné k produkci potravin. Energetické rostliny jsou jednak energetické byliny, případně
energetické trávy, a rychle rostoucí dřeviny. Současný seznam povolených energetických rostlin obsahuje rostliny jednoleté,
pro které je nutno každým rokem připravovat půdu a provádět setí a kultivaci, což se projevuje vyššími náklady na získaná
fytopaliva, a rostliny víceleté a vytrvalé, u kterých se náklady na zřízení plantáže rozloží na delší časové období.
Do seznamu povolených energetických rostlin, jejichž pěstování je v České republice podporováno dotacemi, byly zařazeny následující druhy:
Jednoleté:
• laskavec
• konopí seté
• sléz přeslenitý
Amaranthus L.
Canabis sativa
Malva verticilata L.
Dvouleté:
• pupalka dvouletá
• komonice bílá
Oenothera hiemis L
Melilotus alba L.
Víceleté a vytrvalé:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
mužák prorostlý
jeřabina východní
topinambur
psineček bílý
čičorka pestrá
oman pravý
šťovík krmný
sveřep bezbranný
sveřep samužníkovitý
lesknice rákosovitá
Silphium perfoliatum L
Galega orientalis
Helianthus tuberosus L.
Agrostis Gigantea L.
Coronilla varia L.
Inula helenium L.
Rumex tianshamicus × Rumex patientia
Bromus inermis Leyss (odrůda Tribun)
Bromus carharticus Vahl (odrůda Tacit)
Phalaris arundinacea L.
85
Z těchto rostlin bylinného charakteru je zatím nejperspektivnější plodinou krmný šťovík, který nazýváme (podle šlechtitele
prof. Uteuši z Ukrajiny) šťovík energetický – Uteuša. Jde o odolnou, statnou rostlinu, která může na svém stanovišti vydržet až 20 let (obr. č. 1). Vytváří vysoké rozvětvené lodyhy dorůstající 1,5 až 2 m. Je odolný vůči vymrzání a nemá žádné vyhraněné nároky na stanoviště. Daří se mu nejen v nížinách, ale i ve vyšších polohách. Od druhého roku po založení plantáže
rychle obrůstá a poskytuje nejméně 10 t suché hmoty z 1 ha, průměrné výnosy provozních plantáží však v dalších létech
po zahuštění porostu překračují 15 t suché hmoty z 1 ha s energetickým obsahem 17,5–18 MJ/kg sušiny. Dobře provozovaná plantáž šťovíku Uteuša může dosáhnout energetického výnosu 250 GJ z 1 ha, což představuje zhruba krytí potřeby
tepla pro dva až tři rodinné domky. Špičkové výnosy z experimentálních plantáží na dobrých půdách s vydatným hnojením
a dostatkem vody jsou až 20 t suché hmoty z 1 ha.
Pro přímé spalování se sklízí celá nadzemní hmota včetně semene. Sklizeň je nejvhodnější ještě před plnou zralostí, aby
byly lodyhy již dostatečně vyschlé, ale aby nedocházelo k výdrolu semen (trochu výdrolu neškodí, zahušťuje se tak porost).
Toto období nastává zpravidla koncem června a začátkem července. Šťovík se po posečení a doschnutí na řádcích lisuje
do balíků a dováží k uskladnění a ke kotelnám. Následně může být také zpracován i do briket nebo pelet. Pokud je kultura
šťovíku v blízkosti kotelny (cca 10–15 km), lze šťovík sklízet silážní řezačkou za vzniku hrubé řezanky, kterou lze spalovat
v kotelně obdobně jako dřevní štěpku.
Bezvodá fytomasa šťovíku vykazuje spalné teplo cca 19 MG/kg, vysoká teplota tavitelnosti popele zajišťuje bezproblémové
spalování fytopaliv ze šťovíku. Výhodou šťovíku je každoroční sklizeň při jednoduchém počátečním založení plantáže setím.
Oproti tomu plantáže rychle rostoucích dřevin je nutno zakládat výsadbou řízků se značnými náklady na lidskou práci. Rovněž náklady na likvidaci plantáží jsou u šťovíku podstatně nižší než u rychle rostoucích dřevin.
Plantáže s energetickými rostlinami – vlevo Šťovík Uteuša, nahoře chrastice (lesknice) rákosovitá
Pěstování rychle rostoucím dřevin pro spalování je další způsob využití volné zemědělské půdy zejména na svazích
(nad 7 %) v horských a podhorských oblastech, na zaplavovaných půdách, půdách problémových (kontaminované půdy,
antropogenní půdy) a půdy v chráněných oblastech. Založení plantáže je ale z ekonomických důvodů nemyslitelné bez dotace. Ta je však spojena s využitím klonů topolů a vrb povolených Ministerstvem životního prostředí. Zvláště specifické požadavky na povolené klony jsou v chráněných územích. Na založení plantáže je třeba nechat vypracovat projekt organizací,
která má příslušné oprávnění pro práci v oblasti „Územní systémy ekologické stability.“
Při zakládání plantáží je nutné uhradit vysoké náklady na vypracování projektu, přípravu pozemku, sadbu a oplocení. První výnos 15–20 t sušiny z 1 ha se dosahuje až na konci čtvrtého roku pěstování. Výnosy podstatně vyšší lze dosáhnout
až ve druhém obmýtí (8. rok), kdy nastává možnost vyrovnání vložených nákladů. Nepříjemnými riziky jsou možnosti výsadbových nezdarů v důsledku jarních přísušků, infekce plísní, okusu zvěří (králíci), náletu hmyzu a zaplevelení.
Výnosový potenciál a výtěžnost povolených klonů je znám pouze z maloplošných výzkumných ploch a za poměrně krátké
období. Předpokládaná životnost plantáží se odhaduje na 15–25 let. Z publikovaných výsledků ověřování (VÚKOZ Průhonice a VÚZT Řepy na cca 40 místech v ČR) jsou známy první výnosy topolů 4–10 t suš./ha/rok, výnosy vrb 2–8 t suš./ha/rok.
Dobré výsledky byly dosaženy na plantážích topolů v Peklově, kde se výnos pohyboval k 13 t suš./ha/rok. Komplikovanou
záležitostí je mechanizovaná sklizeň v dalších obmýtích, kdy je sklizeň ruční motorovou pilou už nevhodná a je nutno použít
samojízdných nebo tažených sklizečů, často kombinovaných se štěpkovači. Tyto stroje se zatím vyrábějí pouze v zahraničí
a jejich pořizovací náklady jsou vysoké. V podstatě existují dvě metody sklizně rychle rostoucích dřevin: sklizeň se současným štěpkováním s přímou návazností na kotelnu nebo dosoušecí sklad a sklizeň s tzv. snopkováním, kdy odříznuté kmínky
se v otepích nechávají přes léto venku doschnout a pak se teprve na podzim štěpkují.
86
Využití biomasy
Předpokladem vytvoření trhu s biopalivy je jejich standardizace. Pro lokální využívání biopaliv k vytápění rodinných a bytových domů je to především briketování a peletizace, zvyšující objemovou váhu a hustotu energie (tab. č. 3). Ve spojitosti
s pneumatickou přepravou a plněním zásobníků a s automatickým dávkováním fytopaliva do topenišť se rozšiřuje zejména
výroba topných pelet a granulí nejen ze dřeva, ale i ze slámy a energetických rostlin. Zvláštní variantou je používání obilných
a kukuřičných zrn jako náhrady topných pelet.
Tabulka č. 3: Objemová hmotnost fytopaliv
Fytopalivo
Měrná hmotnost
(kg/m 3)
Hmotnost kusu
(kg/ks)
Sláma řezaná
40–60
0,0
Nízkotlaké balíky standardní slámy, energetické
byliny
60–80
5
ručně i mechanicky
Vysokotlaké balíky standardní slámy, energ. byliny
80–120
10
Obří balíky válcové
60–90
350
jen mechanicky
Obří balíky kvádrové
80–160
400
jen mechanicky
Brikety ze stébelnin
350–600
0,5–1
Pelety, granule ze stébelnin
300–550
0,01
40–60
0,01
Piliny, prach
120–180
0
mechanicky
Štěpka
180–260
0,02–0,1
mechanicky
Polínka 30–50 cm
250–500
1–3
Polena 100 cm, měkké dřevo
300–550
10–20
Polena 100 cm, tvrdé dřevo
420–630
15–30
Brikety ze dřeva
400–650
1–2
Pelety, granule ze dřeva
450–650
0,02
mechanicky
Hobliny
Pro výrobu topných pelet se používá dřevní hmota ve formě pilin a drtě, nebo drcená sláma a energetické rostliny
o sušině cca 90 %. Nejlepší způsob sušení je horkým
vzduchem o teplotě cca 160 °C, aby nedocházelo ke ztrátám spalitelných těkavých látek.
mechanicky
ručně
Ventilátor
Cyklona
Peletizačním zařízením je zpravidla protlačovací mechanický lis. Protlačovací matrice vyrobená z ušlechtilé oceli
je opatřena soustavou otvorů požadovaného průměru a
nad ní se odvalují přítlačné rolny, které zpracovávanou
biomasu protlačují otvory matrice. Vzniklé teplo změkčuje
v biomase obsažený lignin. Teprve ochlazená peleta dostává potřebnou pevnost po zatuhnutí ligninu. Případná
další pojiva při peletizaci musí mít charakter biomasy
(např. kukuřičná mouka).
Jemné síto
Uzávěra
Voda
Elevátor
Dozrá vací
zásobník
Silo na pelety
Voda
Lis
Produkt
Pytlování
Chladič
Elevátor
Další způsob peletizace je v zařízení na bázi dvojice
ozubených kol, kde každý druhý protilehlý zub je dutý.
Tato peletizace se používá ve sběracích peletizačních zařízeních používaných na zpracování slámy přímo na poli.
Sláma nebo i jiná biomasa je před komprimací pojízdnými
agregáty odsušena teplem výfukových plynů.
Způsob
manipulace
Schéma linky na výrobu biopelet ze slámy a energetických rostlin (obr. 2)
Kladívkový šrotovník
s plněním a odvzdušněním
87
3. Kombinované spalování biomasy a uhlí
Společné spalování dřevní hmoty s uhlím probíhalo v řadě případů od samého začátku spalování fosilních paliv. Ještě dnes
se palivové dříví používá při zapalování většiny typů roštových kotlů.
Směsné palivo uhlí a biomasy má v řadě parametrů výhodnější hodnoty než jednotlivé složky. Biomasa má nízký obsah síry,
sodíku a popelu a při spoluspalování s uhlím dochází ke snížení emisí jak plynných, tak pevných škodlivin. Vysoký obsah
prachové hořlaviny v biomase spolu s nízkou popelnatostí podstatně přispívá ke snížení ztrát mechanickým nedopalem,
takže evidentně nastává i celkové zvýšení účinnosti spalovacího procesu. Při společném spalování uhlí a biomasy podstatně
klesá celková popelnatost oproti popelnatostí samotného uhlí. Uhlí rovněž kompenzuje vysoký podíl chloridů u některých
biopaliv s následkem spékání popele. Zpravidla delší zdržná doba při spalování (zejména ve fluidních kotlích s recirkulací)
může vést k dalšímu snížení obsahu organických látek včetně dioxinů ve spalinách.
Jednou z cest společného spalování biomasy a uhlí jsou komprimovaná směsná paliva brikety a pelety. Uhlím se v těchto
směsných palivech podstatně zvyšuje energetická hustota biopaliva. Problematiku směsných paliv se zabývá v ČR řada výzkumných pracovišť a v současné době probíhá zkušební výroba briket a pelet z různých receptur (např. 70 % sláma + 30 %
hnědé uhlí; 90 % sláma + 10 % hnědé uhlí; 50 % šťovík energetický + 50 % hnědé uhlí; 50 % dřevo + 50 % hnědé uhlí). Dřevo
je výhodné do těchto směsných paliv aplikovat ve formě pilin nebo po extruzním mletí. Současná komprimovaná směsná
paliva je většinou možno spalovat v neupravených kotlích na spalování hnědého uhlí.
Dalším velmi významným směrem kombinovaného spalování biomasy a uhlí je využití fluidních topenišť. Moderní fluidní
kotle jsou dnes koncipovány na společné spalování dvou druhů paliv. Snaha o společné spalování uhlí a biomasy na elektrárnách vyplývá z očekávané podpory využití biomasy k výrobě elektrické energie (v ČR je instalováno několik desítek
fluidních kotlů různé výkonové škály). Projekt „Spalování biomasy s uhlím“ již není pouze záležitostí provozovatelů fluidních
kotlů celulozo-papírenských kombinátů (Štětí, Paskov), ale je i důležitou součástí uplatňování environmentální politiky ČEZ.
V minulých letech již proběhly zkoušky spalování směsi biomasy s uhlím v elektrárně Hodonín a Tisová.
V elektrárně Hodonín se spálilo v roce 2000 celkem spálilo 2434 t dřevní štěpky ( výhřevnost 9–11 MJ/kg) a v roce 2002
2014 t biomasy, většinou potravinářských otrub (výhřevnost otrub cca 17 MJ/kg).Toto spalování nevyžaduje významné
investičně náročné úpravy zařízení elektrárny. Na spalování biomasy s uhlím se letos postupně připravují nejen elektrárny
ČEZ v Dvoře Královém, Poříčí a Ledvicích, ale i např. Plzeňská teplárna.
Palivovou základnou bude především biomasa původem ze zpracování dřeva tj. z lesů a pil. Jedná se především o dřevní
štěpku, piliny a zbytky kůry. Zajímavým podílem biomasy jsou i přebytky otrub ze zpracování v potravinářském průmyslu.
Podíl biomasy v hmotnosti spalované směsi zpravidla představuje cca 8–10 % tepelného výkonu zařízení, v některých případech není vyloučena i možnost dosažení podílu až na úroveň 20 %.
Dobré zahraniční zkušenosti se společným spalování biomasy a černého uhlí jsou v Dánsku, Rakousku a v SRN (elektrárna
v Heilbronnu). Při ekonomickém porovnání se uvádí, že instalace přídatného zařízení na spalování biomasy v uhelné elektrárně, v porovnání s novou investicí do zařízení, které by spalovalo pouze biomasu, představuje jen cca 30 % investičních
nákladů.
Kotel Foster and Wheeler s cirkulačním fluidním ložem instalovaný ve Štětí. Kotel
je upraven pro spalování hnědého uhlí s biomasou, biopalivo má samostatný přívod.
V kotli je možné spalovat biopalivo samostatně. (zdroj Foster and Wheeler)
88
Zařízení na Willows Islands pro společné spalování pilin a uhlí. Nahoře silo
s biopalivem, dole drcení biopaliva.
(zdroj Foster and Wheeler)
Využití biomasy
V současnosti jsou zkoumány i možnosti spalování uhelných směsí s nízkým obsahem pilin (zhruba 5 %) využitelných v kotlích s práškovými topeništi. Pro topeniště granulační jsou vhodné montáže samostatných hořáků na dřevní prášek a nebo
instalace přídavných reaktorů spojených s topeništi.
Základní údaje instalovaných velkých průmyslových fluidních kotlů s cirkulací spalin ČEZ, a. s.
Lokace
Počet fluidních kotlů
ELE Ledvice u Teplic
1 ks
EPO Poříčí u Trutnova
Jmenovitý výkon kotle (parní)
277 MWt
Příkon kotle
(350 t/h)
307 MWt
2 ks
2×178 MWt (2×250 t/h)
2×192 MWt
EHO Hodonín
2 ks
2×133 MWt (2×170 t/h)
2×146 MWt
ETI Tisová u Sokolova
2 ks
2×262 MWt (2×350 t/h)
2×287 MWt
Celkem
9 ks
1 423 MW t
1 557 MW t
Další velké fluidní kotle
Lokace
Počet kotlů
Výkon kotle
ŠKO–ENERGO Mladá Boleslav
2 ks
2×140 t/h páry
Moravsko-slezské teplárny
1 ks
190 t/h páry
SEPAP Štětí
1 ks
220 t/h páry
Energetika Třinec
2 ks
2×160 t/h páry
ECKG Kladno
2 ks
2×375 t/h páry
Teplárna Svit Zlín
1ks
150 t/h páry
4. Anaerobní digesce
Anaerobní digesce biomasy je způsob využívání obnovitelné energie z biomasy fermentačním procesem za nepřítomnosti
kyslíku. Substrát na bázi biomasy je přitom rozkládán směsnou kulturou mikroorganizmů na bioplyn a na stabilizovaný
zbytek biomasy tzv. digestát. Tento digestát je z hlediska hygienického i senzorického nezávadný pro životní prostředí.
Bioplyn se skládá z cca 65–80 % metanu, 20–35 % oxidu uhličitého a menšího množství vodíku, dusíku a sirovodíku. Bioplyn představuje cennou energetickou surovinu pro vysoký obsah metanu. Výhřevnost bioplynu se pohybuje v rozmezí 14
až 27 MJ.m -3.
Technologické systémy pro výrobu bioplynu se liší podle sušiny zpracovávané biomasy:
1. zpracování odpadních vod,
2. zpracování suspenzí do sušiny cca 15 % (suspenze rozdrcených rostlinných materiálů, kaly, kejda),
3. vysokosušinové systémy, suš. 15–50 % (slamnatý hnůj, komunální bioodpad).
Substráty zpracovávané anaerobní digescí jsou vždy na bázi biomasy, která může být cíleně pěstovaná (kukuřice, šťovík,
dužnaté rostliny, řasy), nebo může být vedlejším produktem (hnůj, zvířecí fekálie), nebo může jít o bioodpady (kuchyňské
odpady, odpadní tuky, přebytečná tráva, potravinářské odpady). Pro účely výroby bioplynu je nožné substrát konzervovat
silážováním nebo senážováním (např. tráva, kukuřice, kuchyňské odpady), případně sušením.
Technologické systémy se skládají z jednoho nebo i více metanizačních reaktorů, s kontinuálním nebo diskontinuálním provozem.
Reaktory jsou tepelně izolované nádrže různých konstrukcí, kde je zpracovávaný
substrát míchán a ohříván. Míchání je buď mechanické (vrtule, rotační míchadla,
kalová čerpadla) nebo pneumatické recirkulací bioplynu.
Vytápění fermentorů je prováděno:
1. teplou vodou nebo parou topnými tělesy uvnitř nádrže (ve stěnách, v míchadlech),
2. ve výměnících tepla vně fermentoru (přečerpávání substrátu do vnějších výměníků zabezpečuje zároveň míchání),
3. injektací vodní páry přímo do substrátu.
Zdrojem tepla pro vytápění fermentorů je zpravidla kogenerační jednotka. Anaerobní digesce probíhá při mezofilních teplotách (30–40 °C), což je výhodné pro
rostlinný substrát nebo při termofilních teplotách (45–60 °C), což je výhodné pro
zvířecí fekálie a hygienicky závadné bioodpady. Důležité je udržet konstantní teplotu pro celou dobu procesu.
Stadia rozkladu při jednostupňové anaerobní digesci (obr. 3)
89
Dokonalost technologického zařízení a další technologické faktory rozhodují o intenzitě činnosti mikroorganizmů (teplota,
obsah nutrientů, pH, přítomnost toxických látek) a mají vliv na výtěžnost a kvalitu bioplynu. Produkce metanu závisí na oxidačními stupni substrátu, tj. na množství dostupných elektronů, které má molekula substrátu k dispozici. Substráty obsahující lignin (dřevní substrát, fytomasa
Zbytky potravin
Zelený biodpad
zdřevnatělých částí starých rostlin) se
sušina do 30 %
sušina do 30 %
Energie
v anaerobních podmínkách obtížně
rozkládají a jsou jen malým zdrojem
bioplynu.
Biofiltr
V případě, že všechna stádia rozkladu biomasy probíhají v jednom
fermentoru, jde o proces jednostupňový. V případě, že hydrolýza
a acidogeneze jsou odděleny od
acetogeneze a metanogeneze, jedná
se o proces dvoustupňový. Zavádění
dvojstupňových procesů se ukazuje
výhodnější při zpracování fytomasy,
zejména trávy a při biozplyňování domovních a kuchyňských odpadů.
Odtah vzduchu
Bioplyn
Elektřina
Teplo
Příjem cisternových vozů
I. bioreaktor
I. bioreaktor
Homogenizace
Zásobní nádrž
pro tekuté
organické
odpady
Procesní voda
Hydrolýza
Skladování
kompostu
Odvodňování
Zásobník
pro příměsy
Suspenze
V hydrolýzním fermentoru jsou vysoKaly
komolekulární organické látky (polyKompost
Hydrolýzní plyn
sacharidy, tuky, bílkoviny) rozkládány
Čistírna odpadních vod
na nízkomolekulární látky rozpustné
ve vodě pomocí extracelulózních
Vyčištěná
nadbytečná
hydrolytických enzymů, které produvoda
kují rychle se množící fermentační
Recirkulace
bakterie. Ke zpracování v dalším
procesních vod
stupni se používá pouze získaný hydrolyzát a plynné produkty hydrolýzy Dvoustupňový anaerobní proces s dvěma metanogenními bioreaktory (obr. 4)
a nerozložený zbytek po 4–6 dnech
fermentace se zpracovává aerobním
způsobem na kompost. V druhém stupni jsou striktně anaerobní pomalu rostoucí acetogenní a metanogenní mikroorganizmy dlouhodobě fixovány např. pomocí lamel (tzv. anaerobní filtr). Dvoustupňovým systémem je i tzv. fermentační kanál, ve
kterém se pohybují perforované kontejnery s tuhou biomasou.
Anaerobní digesce biomasy je způsob získávání obnovitelné energie ze značného potenciálu rostlinné biomasy a bioodpadů. Velice časté je jejich společné zpracování se zvířecími fekáliemi. Tento způsob uplatňovaný zejména v mokrých
procesech je nazýván kofermentace.
Výtěžek bioplynu (tab. č. 4) je závislý na chemickém složení zpracovávaného substrátu, zejména tukové odpady (fritovací
oleje, obsahy kuchyňských lapolů, kaly z výroby pokrmových tuků) vykazují vysoké výtěžky bioplynu.
Z ověřování prováděných v SRN vyplývá, že anaerobní digescí 1 t separovaných domovních bioodpadů je možno získat 100
m 3 bioplynu o energetickém obsahu 6 kWh/m 3 (obsah metanu 65 %). Zpracováním bioplynu na kogenerační jednotce na
bázi plynového motoru se získá 198 kWh elektrické energie a 348 kWh tepla. Ztráty činí cca 9 %.
Substrát
sušina
% obj.
bioplyn
m 3/t
hovězí kejda
7
25
prasečí kejda
9
36
jateční odpady
18
65
zeleninové odpady
22
90
slamnatý hnůj
22
100
domovní bioodpad
35
100
travní senáž
30
150
odpady kuchyňské
33
245
obilní odpady
55
360
odpadní tuky
90
800
Tabulka č. 4: Produkce bioplynu z různých substrátů
Při odečtení vlastní energetické spotřeby zařízení na zpracování 1 t domovních bioodpadů, což je cca 48 kWh elektrické
energie a 41 kWh tepelné energie, představuje čistý energetický zisk z 1 t bioodpadů 150 kWh el. energie a 300 kWh
tepla. V případě použití vyrobeného bioplynu jako paliva pro
osobní automobil nám stačí na 1 km jízdy bioplyn získaný
z 1 kg bioodpadu.
Kogenerační jednotky na bázi plynových motorů jsou značně náročné na čistotu bioplynu a koncentrace sirovodíku
nad 2 % obj. jsou již značnou závadou. Sirovodík, který vzniká zejména při anaerobní digesci zvířecích fekálií, je možno
jednoduše odstranit mikrobiologicky (přídavkem malého
množství vzduchu do skladovaného bioplynu). Kogenerační
jednotky na bázi dieselových motorů, kde směs vzduchu a
bioplynu je zapalována vstřikem motorové nafty, umožňuje
zpracování bioplynu s nižším obsahem metanu a vyšším obsahem vlhkosti a sirovodíku. Kogenerační jednotky na bázi
Využití biomasy
spalovacích mikroturbín umožňují spalování bioplynu s vyšším obsahem sirovodíku. Oproti tomu kogenerační jednotky na
bázi palivových článků vyžadují bioplyn maximálně čistý, zbavený zejména sirovodíku a halogenovaných uhlovodíků.
Efektivnost bioplynových stanic při současných zvýhodněných výkupních cenách za elektrických proud (2,50 Kč/kWh)
předpokládá efektivní využití produkovaného tepla (zejména v letním období) a efektivní využití tzv. digestátu, tj. organického zbytku po biozplyňování. Digestát jako zdroj živin a stabilizované organické hmoty je předurčen ke hnojení.
Rozvoj bioplynových stanic je ve státech EU především u zemědělských provozů a získávání obnovitelné energie bioplynu
je preferováno a podporováno. V SRN je v současnosti vybudováno 800 bioplynových stanic a každý rok několik desítek
nových přibývá. Obdobná situace je i v Rakousku a Dánsku. Budují se jednoduché bioplynové stanice vhodné pro společné
zpracování zvířecích fekálií, trávy a kuchyňských bioodpadů vybavené kogenerační jednotkou. Obdobný rozvoj budování
bioplynových stanic lze očekávat i v České republice.
5. Výroba tepla z biomasy
Zatím nejrozšířenějším způsobem energetického využití biomasy je její spalování v kotlích vyrábějících horkou vodu nebo
páru. Tento způsob neumožňuje plně využití energetického potenciálu biomasy transformací hořlaviny biomasy do plynné
formy a následné využití plynu v kogeneračních jednotkách.
Biomasa se především uplatňuje při teplofikaci venkovských obcí a to zejména tam, kde není provedena plynofikace. Venkovské obce mohou využívat místních zdrojů biomasy a zajištění „ekologického“ tepla pro bydlení ve spojení s vytvářením
nových pracovních příležitostí a s významnými úsporami za nespotřebovaný zemní plyn může být hlavní prioritou obce.
Centrální zásobování teplem z biomasy může být výhodné i pro větší města (např. bioteplárna Pelhřimov).
Při teplofikaci obcí biomasou je možno využít systém centrálního zásobování teplem, nebo systém lokálního vytápění jednotlivých objektů, nebo kombinaci obou systémů.
Centrální kotelna pracuje s vyšší účinností, může využívat levnější biopaliva (štěpka, balíkovaná sláma a fytomasa energetických rostlin) a při řízeném provozu spalování splňuje i emisní limity. Rozvod tepla je však nákladnou záležitostí představující někdy až 50 % celkových investičních nákladů. Nákladnost rozvodů tepla stoupá v obcích s rozptýlenou zástavbou
a s velkým počtem rekreačních objektů odmítajících napojení. Úspěšné řešení centrálního zásobování teplem předpokládá
celoroční dostatečně velkou dodávku tepla na blízkou vzdálenost. Na základě zkušeností z Rakouska se odlehlá odběrová
místa ale velice často i celá členitá obec lokálně vytápí komprimovanými biopalivy, topnými peletkami ze dřeva, slámy nebo
fytomasy energetických rostlin. Kotle na spalování peletek dnes umožňují stejný obslužný komfort jako kotel na zemní plyn.
Kotle jsou řízeny mikroprocesorem, regulujícím výkon podle aktuální potřeby, odstávky a zatápění může být ovládáno spínacími hodinami, pokojovým termostatem nebo čidlem u zásobníku teplé vody, případně telekomunikačními prostředky.
Zapalování je řešeno horkým vzduchem. Mikroprocesor obstarává odpopelnění a komunikaci s případnými dalšími prvky
systému. Palivo je automaticky dávkováno ze zásobníku, jehož kapacita umožňuje běžný provoz na dobu jednoho týdne.
Tento zásobník je automaticky plněn ze sila, ve kterém je zásoba peletek na delší dobu a silo je peletkami plněno pneumaticky z cisternového automobilu. Poslední dobou jsou pelety často nahrazovány zrny obilí nebo kukuřice. Kotlíky jsou často
vybaveny akumulačními nádržemi na teplou vodu, vyrovnávajícími tepelný výkon kotle. V současné době se tato zařízení
v České republice vyrábějí o výkonu 10–90 kW. Zároveň existují i obdobná automatická zařízení na spalování dřevní štěpky o výkonu 20–100 kW. Při lokálním vytápění rodinných domků je možno použít i zplyňovacích kotlů na polenové dřevo
nebo brikety z biomasy. Na topnou sezónu pro průměrný rodinný domek je nutno uvažovat 7 t briket, což představuje 7 m 3
skladových prostor.
V současné době je zájem o vytápění biomasou zaměřen na lokální zařízení, přičemž centrální peletárna může zajišťovat
pelety pro 3–4 obce.
Centrální zásobování teplem z biomasy uvádím na dvou příkladech. Největší kotelna na biopalivo s výhradně tuzemskou
technologií je bioteplárna ve Žluticích o celkovém výkonu 7900 kW. Je tvořena třemi kotli VERNER o výkonu 1800 kW
na slámu a jedním kotlem o výkonu 2500 kW na štěpku. Palivem je sláma, nebo energetické rostliny (šťovík) a dřevní štěpka.
Štěpka se spaluje s obsahem vody 30 %, výjimečně až s 55 % a sláma s obsahem vody do 22 %. Pro příjem štěpky slouží
zapuštěný žlab s podsuvnými rošty. Sláma a energetické rostliny jsou naskladňovány v obřích balících na transportní zásobníkový dopravník jeřábem. Každý kotel na slámu má své vlastní rozdružovadlo balíků. Technologie je řízena počítačem,
spalování je řízené přes Lambda sondy a teplotní detektory jednotlivých fází spalování.
Obecní kotelnu na spalování slámy a dřevní štěpky v obci DEŠNÁ, (okr. Jindřichův Hradec) dodaly firmy STEP, a. s., Trutnov
a VERNER, a. s., Červený Kostelec. Kotelna je osazena dvěma kotli typu VERNER 0,9 a 1,9 MW. Teplovodní rozvody měří
3,4 km, 86 výměníkových stanic je vybudováno přímo v napojených objektech. Sláma je vykupována od místního zemědělského podniku za cenu 550 Kč/t včetně dopravy a její roční spotřeba je cca 800 t. Cena investice je 38,5 mil. Kč, z toho
rozvody tepla a výměníkové stanice 17,5 mil. Kč. Financování vlastními prostředky představuje 27,2 %, nevratná dotace
SFŽP 36,4 % a nízkoúročená půjčka SFŽP 36,4 %. Obsluha je nutná jen při mechanizovaném ukládání balíků slámy na zásobníkový dopravník rozdružovací linky, jehož kapacita vystačí na celodenní provoz. V případě potřeby je obsluha přivolaná
vysílačkou. Sklad slámy je dimenzován na pohotovostní zásobu na dobu 14 dnů, ostatní sláma balíkovaná lisem HESSTON
je uložena ve stozích na polích. Do zkušebního provozu byla výtopna uvedena v r. 1997, šest měsíců po zahájení výstavby.
Ve zkušebním provozu byl 1 GJ dodáván za 116 Kč, postupně však za skutečné náklady. Cena za 1 GJ je však rozdílná
podle odebíraného množství, neboť ji ovlivňují nejen variabilní, ale i fixní náklady (190–240 Kč/GJ).
91
Na kombinované výrobě elektřiny a tepla (KVET) se podílí spalování směsi uhlí s biomasou a postupně se budou podílet
na zásobování teplem i teplárny s fluidními a roštovými kotli, např. ČEZ, a. s., v Hodoníně, Sokolově, Teplicích, Trutnově
a ve Dvoře Králové (roštové kotle).
V sortimentu domácích technologií kotelen na biomasu nejsou zastoupeny kotle na spalování nerozdružených obřích
balíků slámy nebo biomasy energetických rostlin. Kotle musí být vybaveny dostatečným přívodem vzduchu k topeništi
pro tzv. doutníkové odhořívání balíků. Tato technologie je oblíbena zejména v Dánsku.
6. Kogenerace na bázi biomasy
Minimální výkupní cena elektrické energie stanovená Energetickým regulačním úřadem (2,5 Kč/kWh) a zákonná povinnost výkupu nabídnuté energie z obnovitelných zdrojů činí výrobu elektrické energie z biomasy efektivním podnikatelským
záměrem.
Připravované a budované bioelektrárny se kapacitně pohybují v oblasti instalovaného elektrického výkonu 10–15 MW s celkovým tepelným výkonem 38–52 MW. Uvažuje se o technologii klasické tepelné kondenzační elektrárny využívající Rankin
Clausiům tepelný oběh. Biomasa je v bioelektrárnách spalována ve fluidních kotlích s externí fluidní vrstvou nebo v kotlích
s ofukovaným roštem (palivo se proudem vzduchu udržuje ve vznosu) a pára v turbíně expanduje na tlak v kondenzátoru.
Z kondenzátoru se teplo odvádí do ovzduší prostřednictvím chladicí věže. Účinnost výroby elektrické energie nepřesahuje
27 %. Bioelektrárny s výše uvedenou kapacitou spotřebují ročně 60–90 tis. t biopaliva.
I když takto koncipované bioelektrárny jsou z ekologického hlediska příznivější než stávající uhelné elektrárny, je třeba
konstatovat, že při využívání biomasy patří energetická a ekologická výhodnost kogeneračním technologiím. Kogenerace
přestavuje především vyšší využití biopaliv a snížení emisí a kogenerační jednotka představuje decentralizovaný energetický
zdroj. Vývoj v energetice upřednostňuje optimální kombinace centralizovaných a decentralizovaných energetických systémů. Vývoj kogeneračních zařízení využívajících biomasu směřuje k technologiím, kde pevná biomasa je zplynována termicky nebo biologicky. Bioplyn bývá pro kogeneraci s využitím palivového článku reformován na vodík. Moderní kogenerační
centrály na bázi biomasy vykazují až 90% tepelnou účinnost (tab. č. 5) a kogenerační jednotky na bázi tlakového palivového
článku s mikroturbínami dosahují elektrické účinnosti až 70 %.
Tabulka č. 5: Modul výroby elektřiny e a celková tepelná účinnost ηt různých kogeneračních zařízení
Kogenerační zařízení
e
ηt
parní turbína (spalování biopaliv)
0,10–0,25
0,80–0,85
parní turbína (zplynování biopaliv)
0,08–0,22
0,75–0,80
spalovací turbíny
0,42–0,75
0,72–0,85
turbína s cirkulací ORC
0,18–0,20
0,95–0,97
paroplynová zařízení
0,60–1,00
0,70–0,82
spalovací motor
0,54–0,75
0,75–0,85
Stirlingův motor
0,40–0,50
0,65–0,80
palivový článek keramický
0,50–0,60
0,80–0,85
palivový článek s mikroturbínou
0,58–0,66
0,85–0,90
Kogeneraci při spalování biomasy je možno realizovat protitlakovými parními turbínami a kondenzačními turbínami. Moderním trendem v koncepci parních turbín malého výkonu jsou vysokootáčkové turbíny s frekvenčním měničem proudu
s vyloučením převodovky.
Moderní kogenerací využívající spalování biomasy je systém využívající cirkulaci ORC (Organic Rankine Cycle). Kogenerační zařízení ORC vykazuje vysokou účinnost až 97 %.
Energie biomasy je z 18 % přeměněna na elektrickou energii a 79 % tepelné energie je předáno k ohřevu vody dálkového vytápění. Vysoká účinnost je dosahována adiabatickým topeništěm s hydraulickým posuvným roštem. Část topeniště
v oblasti roštu slouží k odplynění a k primárnímu spalování biomasy, navazující část, do které se přivádí zbytkové množství
spalovacího vzduchu slouží jako dodatečná spalovací zona. V olejovém beztlakovém kotli je spalovanou biomasou zahříván
termoolej na 300 °C a s jeho pomocí se ve výparníku odpařuje organické pracovní medium (nejčastěji silikonový olej). Páry
pracovního media se rozpínají až do vakua v pomaloběžné dvoustupňové turbíně a po zchlazení v regenerátoru se v kondenzátoru vyvazuje kondenzační teplo do ohřívané vody. Cirkulace ORC se uzavře zvýšením tlaku předehřátého media
přivedeného do výparníku.
Ostatní kogenerační zařízení vyžadují zplynění biomasy. Biologické zplynění bylo dostatečně popsáno v kapitole o anaerobní digesci. Termické zplynování biomasy se provádí na zplyňovacích generátorech.
92
Využití biomasy
Zplynování v generátorech s pevným roštem je použitelné pro menší tepelné výkony a probíhá při nižších teplotách a za atmosférického tlaku. Menší investiční náklady jsou však spojeny s vyšší tvorbou a obtížnějším odstraňováním dehtových
látek a se vznikem fenolových odpadních vod. V případě, že zplynování probíhá při teplotách 850–1000 °C za atmosférického tlaku nebo v tlakových generátorech při tlaku 1,5–2,5 MPa se rozkládají vznikající dehty, fenoly a aromáty na jednodušší
a dobře spalitelné plyny, které můžeme využívat v návazných zařízeních, aniž by došlo k jejich zadehtování. Generátorový
plyn o výhřevnosti 4–6 MJ/m3 obsahuje 8–15 % CO, 4–8 % CH4, 8–12 % H2, 11–18 % CO2, zbytek tvoří vodní pára a dusík.
Pro biopaliva se úspěšně používá fluidní zplyňování. Fluidní lože je vytvořeno pískem nebo vápencem, který má pozitivní
vliv na rozklad dehtu.
Pro atmosférické zplyňovací systémy je výhodná kogenerace s plynnými spalovacími motory. Biomasa před zplyňováním
musí být dezintegrována na zrnitost 4–6 mm a v některých případech bývá též předsoušena. Získaný plyn se zbavuje nežádoucích příměsí, zejména tuhých látek, čištěním na filtrech a odlučovačích pracujících na principu gravitace, setrvačnosti,
adsorpce a elektrostatického pole. Pak je plyn chlazen v sérii výměníků. Získané teplo včetně tepla z vodního chladicího
systému a tepla spalin je využito pro ohřev vody otopného systému. V současné době v ČR s využitím atmosférického zplyňování biomasy pracují 3 kogenerační jednotky (Moravská Nová Ves, Klatovy, Skotnice).
Obdobnými způsoby zplyňování biomasy se plynné palivo připravuje i pro kogenerační jednotky na bázi spalovacích turbín
a palivových článků. Od těchto schémat se odlišuje zplyňování mokrých fytopaliv uplatňované v zahraničí a označené IVOSDIG. Do zplyňovací linky je v tomto systému integrována vysokotlaká sušička v níž je fytopalivo sušeno předehřátím párou.
Vodní pára získaná odpařením vlhkosti z biomasy se jednak zúčastní zplyňovacího procesu, zároveň se však stává složkou
vyrobeného plynu a spolu s další párou vyrobenou v kotli na odpadní teplo vstřikovanou do spalovací komory spalovací turbíny výrazně zvyšuje její výkon a tepelnou účinnost. Jde o řešení, jak realizovat bez parní turbíny Changův oběh používaný
v paroplynových systémech.
V Rakousku bylo možno v obci Kautzen ještě nedávno shlédnout kogenerační výrobu elektrické energie a tepla (150 kWh
elektrické energie a 210 kWh tepla) použitím rostlinných olejů získaných v obecní lisovně jako palivo v Elsbethových motorech.
7. Nové přístupy a technologie při energetickém využití biomasy
Lze očekávat, že energetické využití biomasy bude spojeno s decentralizovanými zdroji, zejména zdroji elektrického
proudu, zdroji s kogeneračními jednotkami, případně jednotkami trigeneračními (současná výroba elektřiny a tepla nebo
chladu). Při kogeneraci jsou podstatně menší energetické ztráty (cca o 60 %), než při oddělené výrobě tepla a elektrického
proudu. Kogenerace představuje především úsporu paliva a vznik menšího množství emisí. Kogenerační způsoby ve spojitosti s biomasou by měly být podporovány v rámci snahy o trvale udržitelný rozvoj. V současné době se ve světě budují
pilotní kogenerační jednotky na bázi spalovacích mikroturbín (do 200 kWe), případně miniturbín (200 kWe–1 MWe), kde
palivem je bioplyn nebo plyn vzniklý termickým zplyňováním biomasy. V některých aplikacích je jako palivo použit rostlinný
olej, bioetanol nebo biometanol. Mikroturbíny bývají někdy kombinovány s palivovým článkem nebo s některými aplikacemi
vodíkového hospodářství.
Spalovací mikroturbína je konstruována jako axiální (medium proudí v podélné ose) nebo častěji jako radiální ve spojitosti
s radiálními kompresory. Proces hoření probíhá ve spalovací komoře, do které je pod tlakem přiváděno palivo a vzduch.
Hořlavá směs je jednorázově elektricky zapálena a směs expanduje. Spalovací komora má nejčastěji prstencový tvar obepínající hřídel. Soustrojí se roztáčí startérem a vzduchový kompresor stlačuje vzduch do spalovací komory, do které je pod
tlakem přiváděno palivo. Expandující plyny po zapálení roztáčejí otočné kolo turbíny, hoření směsi je stabilizováno a je možno vypnout startér. Přidáváním paliva se zvyšují otáčky a vysokorychlostní generátor vyrábí elektrický proud.
Soustrojí takto koncipované mikroturbíny obsahují pouze jeden pohyblivý díl. Vzhledem k použití vysokootáčkového generátoru je zařízení bez převodovky a odpadnou problémy s kontrolou, doplňováním, výměnou a úkapy oleje. Použití nemazaných vzduchových ložisek spolehlivě vydrží 120 000 otáček za minutu, které jsou pro spalovací mikroturbíny charakteristické. Účinnost spalovací mikroturbíny zvyšuje ohřev vzduchu spalinami v rekuperátoru. Rekuperátor je výměník využívající
výfukové teplo spalin turbíny k ohřevu vzduchu před vstupem do spalovací komory turbíny. Použití spalovací mikroturbíny
jako součásti kogenerační jednotky předpokládá instalaci spalinového výměníku tepla na výstupu v návaznosti na rekuperátor. Teplem spalin se ohřívá voda pro vytápění objektů a pro přípravu TUV.
Mikroturbíny vyžadují minimální údržbu. Jde především o čištění a výměnu vzduchových filtrů (v závislosti na prašnosti)
a filtrů paliva. Výměna zapalovacích svíček a palivových trysek se dělá po 8000–10 000 pracovních hodinaách. Výrobce
mikroturbíny Capstone doporučuje po 30 000 hod. provozu (4–8 let) výměnu mikroturbíny za renovovanou.
Emise spalovacích turbín při využití bioplynu nebo generátorového plynu z biomasy jsou podle literárních údajů příznivější
než vykazují kogenerační jednotky s pístovým spalovacím motorem nebo kotle na stejné palivo. Spalovací turbíny produkují
objem spalin 2,7–3krát větší v důsledku přebytku vzduchu při spalování. S ohledem na nízké emise při provozu mikoturbín
lze využívat spaliny k přímému sušení některých nepotravinářských výrobků.
Další progresivní řešení využití energie z biomasy kogenerační jednotkou na bázi palivového článku vykazuje vysokou
účinnost. Palivový článek je v podstatě elektrochemickým generátorem elektrického proudu (bez jakéhokoliv rotačního
nebo vratného pohybu), ve kterém probíhá opačná reakce než nastává při elektrolýze vody. K elektrodám se přivádí vodík
a kyslík a z elektrod je možno odebírat elektrický proud. Palivový článek je dále zdrojem vody a tepla a odpadním produk-
93
tem je CO 2. Články mají napětí cca 0,6–0,75 V a odebíraný proud je cca 0,1–1 A.cm -2. Články je možno zapojovat do větších soustav. Provozní teploty palivových článků různého typu jsou v rozsahu 50–1000 °C. Vysokou elektrickou účinnost
až 59 % vytvářejí keramické palivové články (Solid Oxid Fuel Cell), kde elektrolytem je keramika a které pracují při teplotě
1000 °C. Palivový článek je vytvořen tenkými vodivostními vrstvami nanesenými z jedné strany na zaslepenou keramickou
trubku. Jedna vodivá vrstva představuje katodu, další anodu. Sestava palivových článků je jako komplex trubkových svazků
umístěna v tlakové nádobě. Do článku je přiváděn vodík vzniklý reformováním bioplynu nebo plynu vyrobeného termickým zplynováním biomasy. Bioplyn použitý pro palivový článek musí být zbaven nežádoucích příměsí, zejména sirovodíku
a oxidu siřičitého. Při reformaci metanu vzniká při vysoké teplotě kromě vodíku i oxid uhelnatý a tyto plyny jsou zaváděny
k vnějšímu plášti trubek. Vzduch je přiváděn do vnitřní části trubek. Kyslíkové ionty ze vzduchu procházejí při vysoké teplotě
keramickým elektrolytem. Proud záporně nabitých částic mezi elektrodami vytváří elektrické napětí. Článek může pracovat
při atmosférickém tlaku vzduchu nebo s přetlakem.
V současné době existuje mnoho konstrukcí palivových článků s různými typy elektrolytů na bázi tavenin uhličitanů, kyseliny
fosforečné nebo s různými protonovými polymerplastovými membránami. Některé aplikace využívají vnitřního reformingu
různých plynů uvnitř sestavy palivových článků, jiné vyžadují přívod čistého vodíku. Při využívání bioplynu s nižší výhřevností
a generátorových plynů bohatých na oxid uhelnatý se jeví zvlášť výhodné palivové články s uhličitanovou taveninou v keramické membráně a s vnitřním reformingem. Firma MTU (SRN) nabízí tyto kogenerační jednotky o výkonu 250 kWh.
Palivové články jsou provozně spolehlivé a jejich provoz je zcela bezhlučný. Plynné emise škodlivin jsou extrémně nízké
a nevýhodou je dosud vysoká cena a delší doba uvádění do provozu (4–8 hodin). Palivové články ve spojitosti s biomasou
jako zdrojem vodíku je možno uvažovat jako základní obnovitelný energetický zdroj po vyčerpání fosilních paliv.
Kogenerační jednotkou nové generace je kombinace tlakového palivového článku s mikroturbínou. Mikroturbína využívá
expanzi výstupního media z palivového článku. Mikroturbína pohání generátor vyrábějící elektřinu a kompresor. Palivový
článek v podstatě nahrazuje u mikroturbíny spalovací komoru. Přetlak vzduchu pro tlakový palivový článek zabezpečuje
vzduchový kompresor mikroturbíny. Připravovaná řešení kogeneračních jednotek na bázi tlakových palivových článků s mikroturbínou budou mít elektrickou účinnost až 70 % a při využití tepla bude účinnost až 90 %.
V posledním desetiletí je usilováno o kogenerační zařízení na bázi Stirlingova motoru. Spalování paliva při tom probíhá mimo uzavřený pracovní prostor (motor s vnějším spalováním). V Dánsku byla vyrobena pilotní zařízení o výkonu 9
až 150 kWh e pracující s účinností vyšší než 40 % a umožňující současnou výrobu elektrického proudu a vytápění rodinných
a bytových domů. Současné řešení Stirlingova motoru není teplovzdušné, jako u původní koncepce motoru, kterou navrhl
již v r. 1816 skotský duchovní Robert Stirling, ale používá se vodík nebo helium z důvodu nižších průtokových ztrát. Motor
se vyznačuje rombickým mechanismem se dvěma protiběžnými klikovými hřídeli. V pracovním válci se pohybují dva písty,
tzv. pracovní a řídicí, kterými je ovládán pohyb náplně válce. Pracovní cyklus je následující:
1. Pracovní píst stlačuje studený plyn, řídicí píst prochází horní úvratí.
2. Řídicí píst se pohybuje svěšen k dolní úvrati a vytlačuje plyn chladičem, regenerátorem (kde se plyn předehřívá) a ohřívákem do horkého prostoru válce. Pracovní píst po dosažení horní úvrati se vrací spolu s řídicím pístem k dolní úvrati,
což je začátkem expanze.
3. Po skončení expanze začíná řídicí píst vytlačovat plyn ohřívačem regenerátoru, kde se ukládá teplo, a chladičem do studeného prostoru.
4. Pracovní píst stlačuje studený plyn a vrací se z dolní úvrati do výchozí polohy současně s řídicím pístem.
Při stávajících aplikacích se používá čtyřválcového provedení se vzájemným propojením teplých a studených částí sousedních pracovních válců s jedním dvojčinným pístem při použití klasického klikového mechanizmu. Často se používá
jako stavební jednotky víceválcových motorů dvouválcového provedení s jednočinnými písty ovládanými klikami vzájemně
natočenými o 90 stupňů.
Střední tlaky pracovního oběhu Stirlingova motoru se pohybují okolo 20 MPa a představují cca trojnásobek maximálních
spalovacích tlaků v nepřeplňovaném, naftovém motoru. Přesto se při dvojčinném uspořádání přenášejí do ložisek jen malé
síly odpovídající rozdílu tlaku na obou stranách pístu a pozvolný průběh změny tlaku umožňuje tichý chod motoru a příznivý
průběh točivého momentu i při nízkých otáčkách. Regulaci výkonu je možno provádět změnou množství pracovní náplně
válce (přívodem nebo odvodem plynu).
Ve srovnání se spalovacími motory je konstrukční a technologické provedení Stirlingova motoru podstatně náročnější a 2,5
až 3krát vyšší výrobní náklady brání jeho vyššímu uplatnění.
Použité zdroje
Krbek J.–Polesný J. (1997): Kogenerační jednotky malého výkonu v komunálních a průmyslových tepelných zdrojích, učební text, Vysoké učení technické v Brně, fakulta strojní, PC-DIR, Brno 1997
Šurovský J.: Mikroturbína, Instalace Praha, Praha 2003
Váňa J.: Ekologie a ekotechnika, učební texty ČZU Praha, ITSZ, Praha 1995
Váňa J., Sladký V.: Biomasa pro vytápění v obcích i městech, příručka CZ Biom, Praha 2002
Váňa J., Slejška A.: Bioplyn z rostlinné biomasy, studijní informace, Rostlinná výroba č. 5, ÚZPI, Praha 1998
Vaněk F.: Rozvoj technologií „čistého“ uhlí v ČR, časopis energie 9/10, str 42–47, Praha 1999
Biom CZ: informační materiály sdružení
94
Využití sluneční energie
Postupný rozvoj
využití sluneční energie
fotovoltaickou technologií
Ing. Radim Bařinka
1. Úvod
Získávání elektrické energie přímo ze slunečního záření je z hlediska životního prostředí nejčistší a nejšetrnější způsob její
výroby. Technická řešení pro využití sluneční energie k výrobě elektrické energie jsou již v uspokojivé podobě k dispozici.
Účinnost přeměny slunečního záření na elektřinu umožňuje získat se současnými solárními systémy z jednoho metru aktivní
plochy až 110 kWh elektrické energie za rok. Zatímco v mnoha aplikacích na odlehlých místech bez připojení k elektrorozvodné síti je fotovoltaika technicky i ekonomicky výhodnější řešení, ve srovnání se stávajícími klasickými zdroji při dodávce
do sítě je elektrická energie z fotovoltaických systémů stále ještě dražší.
Existuje však dostatek důvodů, proč vyvíjet úsilí na další rozvoj fotovoltaiky. Nejenom vyspělé země světa více či méně
intenzivně podporují nejen rozvoj fotovoltaiky, ale i ostatních obnovitelných zdrojů energie jako strategického prostředku
pro zajištění kontinuity energetických zdrojů v časovém horizontu do roku 2050. Fotovoltaika nabízí časově neomezenou
možnost výroby elektrické energie. Technologie využívající sluneční záření má teoreticky neomezený růstový potenciál. Fotovoltaika by se měla stát významným prvkem trvale udržitelného energetického systému s minimálním dopadem na životní
prostředí.
2. Popis současného stavu vývoje
2. 1.
Fotovoltaika, solární článek, solární panel
Fotovoltaika využívá přímé přeměny světelné energie na elektrickou energii v polovodičovém prvku označovaném jako
fotovoltaický nebo také solární článek. Solární článek je velkoplošná dioda alespoň s jedním PN přechodem. V ozářeném
solárním článku jsou generovány elektricky nabité částice (pár elektron – díra). Elektrony a díry jsou separovány vnitřním
elektrickým polem PN přechodu. Rozdělení náboje má za následek napěťový rozdíl mezi „předním“ (-) a „zadním“ (+) kontaktem solárního článku. Vnějším obvodem zapojeným mezi oba kontakty potom protéká stejnosměrný elektrický proud,
jež je přímo úměrný ploše solárního článku a intenzitě dopadajícího slunečního záření.
Napětí jednoho článku s hodnotou přibližně 0,5 V je příliš
nízké pro další běžné využití. Sériovým propojením více článků získáme napětí, které je již použitelné v různých typech
fotovoltaických systémů. Standardně jsou používány sestavy
pro jmenovité provozní napětí 12 nebo 24 V. Takto vytvořené sestavy článků v sériovém nebo i sériovo-paralelním řazení jsou hermeticky uzavřeny ve struktuře krycích materiálů
výsledného solárního panelu.
Konstrukce solárních panelů byly přizpůsobeny pro nejrůznější druhy použití. Většina solárních panelů je opatřena
předním krycím sklem a solární články jsou zalaminovány
do struktury plastových folií. Solární panely mohou mít podobu fasádních skel, střešní krytiny nebo fasádních obkladů. Na solární panely jsou kladeny vysoké nároky ohledně
mechanické a klimatické odolnosti tak, aby byla zajištěna
dlouhá životnost (teploty, vlhkost, vítr). Krycí materiály musí
mít vysokou optickou a izolační stálost. Předpokládaná životnost panelů je delší než 30 let.
Princip činnosti solárního článku (obr. 1)
Vývoj solárních článků dospěl k celé řadě rozdílných technologií. Nejvíce propracovanou a stabilizovanou je technologie
založená na krystalickém křemíku. Základem je plátek s tloušťkou 0,20–0,35 mm z křemíku s monokrystalickou nebo multikrystalickou strukturou. Zpravidla se jedná o plátky čtvercového tvaru s rozměry až 150×150 mm. Energetická účinnost
přeměny slunečního záření na elektrickou energii je u současných hromadně vyráběných křemíkových solárních článků 14
až 17 %. Účinnost u laboratorních vzorků dosahuje až 28 %. Články vynikají vysokou stabilitou výkonu a dlouhou životností
(minimálně 30 let). Výroba křemíkových plátků je poměrně dosti energeticky náročná. Téměř 85 % všech solárních panelů
je vyrobeno s křemíkovými krystalickými články.
95
Své místo na trhu si nacházejí i solární panely vyrobené tenkovrstvou technologií, označované také jako technologie
2. generace. Solární články včetně jejich propojení jsou vytvořeny přímo na nosné podložce depozicí velmi tenkých vrstev
materiálů (jednotky mikrometrů). Nosnou podložkou může být sklo, plastová fólie nebo ocelový plech. Nejpoužívanějším
materiálem pro aktivní vrstvy je opět křemík, tentokrát však s amorfní strukturou. Účinnost tenkovrstvých křemíkových panelů je 7–9 %. Zatím v malých objemech jsou vyráběny panely tenkovrstvou technologií se strukturami CdTe, CIS a CIGS
(měď, indium, galium, síra, selen – viz tabulka níže). Účinnost u CdTe je 12 % a struktury CIS dosahují až 15 %. Přestože
tenkovrstvé solární panely zatím nedosahují takových parametrů jako krystalické křemíkové články a zatím nepřináší výraznou cenovou výhodu, jsou tyto struktury příslibem na výrazné snížení ceny fotovoltaiky.
Ve fázi laboratorních testů jsou alternativní technologie (polymery a články s fotocitlivým barvivem), u kterých se očekává
výrazně nižší výrobní cena. U solárních článků třetí generace s alternativními technologiemi se pak očekávají velmi vysoké
účinnosti při poměrně nízkých nákladech. Tyto technologie jsou však v ranné fázi vývoje.
Objemové materiály
Tenkovrstvé technologie
Alternativní technologie
Monokrystalický křemík
Amorfní křemík
Polymerní vrstvy
Multikrystalický křemík
Mikrokrystalický křemík
Články s fotocitlivým barvivem
Polykrystalické plátky Si
CdTe a CdS
CuInSe – CIS
Amorfní SiGe
InGaN
V praxi se objevují i různé modifikace základních technologií jako například kombinace krystalického křemíku s amorfním
křemíkem na povrchu. Nadějnou speciální skupinou jsou solární články určené pro koncentrátorové systémy s koncentračním faktorem 10 až 1000.
Monokrystalické a barevné multikrystalické křemíkové solární články (obr. 2. 1., 2. 2.)
2. 2.
Fotovoltaické systémy a aplikace
Pro využití elektrické energie ze solárních panelů je potřeba připojit k panelu kromě elektrických spotřebičů další technické
prvky – např. akumulátorovou baterii, regulátor dobíjení, napěťový střídač, indikační a měřicí přístroje, případně automatické natáčení za Sluncem. Sestava fotovoltaických panelů, podpůrných zařízení, spotřebiče a případně dalších prvků se
nazývá fotovoltaický systém. Množství a skladba prvků fotovoltaického systému závisí na druhu aplikace.
Systémy nezávislé na rozvodné síti (grid–off), tzv. ostrovní systémy jsou instalovány na místech, kde není účelné budovat elektrickou přípojku. Tedy v případech, kdy jsou náklady na vybudování přípojky srovnatelné s náklady na fotovoltaický
systém (od vzdálenosti k rozvodné síti více než 500–1000 m). Výkony ostrovních systémů se pohybují v intervalu 1W –10 kW
špičkového výkonu. U ostrovních systémů je kladen důraz na minimální ztráty energie a na používání energeticky úsporných
spotřebičů.
Systémy nezávislé na rozvodné síti lze rozdělit na systémy s přímým napájením, systémy s akumulací elektrické energie
a hybridní ostrovní systémy.
Systémy s přímým napájením se používají tam, kde nevadí, že připojené elektrické zařízení je funkční pouze po dobu
dostatečné intenzity slunečního záření. Jedná se o prosté propojení solárního panelu a spotřebiče.
• Příklad aplikace: čerpání vody pro závlahu, napájení oběhového čerpadla solárního systému pro přípravu teplé užitkové
vody, napájení ventilátorů k odvětrání uzavřených prostor nebo nabíjení akumulátorů malých přístrojů – mobilní telefon,
svítilna, atd.
Systémy s akumulací elektrické energie se používají tam, kde potřeba elektřiny nastává i v době bez slunečního záření.
Z tohoto důvodu mají tyto ostrovní systémy akumulátorové baterie. Optimální dobíjení a vybíjení akumulátorové baterie
je zajištěno elektronickým regulátorem. K ostrovnímu systému lze připojit spotřebiče napájené stejnosměrným proudem
(napětí systému bývá zpravidla 12 nebo 24 V) a běžné síťové spotřebiče 230V/~50Hz napájené přes střídač.
96
• Příklad aplikace: zdroj elektrické energie pro chaty a rodinné domy, napájení dopravní signalizace, telekomunikačních zařízení, veřejného osvětlení nebo monitorovacích přístrojů v terénu, zahradní svítidla, světelné reklamy, camping
a jachting.
Hybridní ostrovní systémy se používají tam, kde je nutný celoroční provoz se značným vytížením. V zimních měsících
je možné získat z fotovoltaického zdroje podstatně méně elektrické energie než v letních měsících. Proto je nutné tyto
systémy navrhovat i na zimní provoz, což má za následek zvýšení instalovaného výkonu systému a podstatné zvýšení pořizovacích nákladů. Výhodnější alternativou proto může být rozšíření systému doplňkovým zdrojem elektřiny, který pokryje
potřebu elektrické energie v obdobích s nedostatečným slunečním svitem. Takovým zdrojem může být větrná elektrárna,
malá vodní elektrárna, elektrocentrála, kogenerační jednotka apod.
• Příklad aplikace: rozsáhlejší systémy pro napájení budov s celoročním provozem v lokalitách bez připojení k elektrické
síti.
Síťové fotovoltaické systémy (grid–on) se nejvíce uplatňují v oblastech s hustou elektrorozvodnou sítí. Elektrická energie je ze solárních panelů dodávána přes síťový střídač do rozvodné sítě. Systémy tohoto typu fungují zcela automaticky
díky mikroprocesorovému řízení síťového měniče. Špičkový výkon fotovoltaických systémů připojených k rozvodné síti se
pohybuje v rozmezí kW až MW. Fotovoltaické panely v případě síťových fotovoltaických systémů jsou většinou integrovány
do obvodového pláště budov. Nejrozšířenější jsou v Německu (90 %), Japonsku a ve Švýcarsku (80 %). V České republice
je realizováno již více větších systémů tohoto typu.
• Příklady aplikací: střechy rodinných domů do 1–10 kW, fasády a střechy administrativních budov 10 kW – 10 MW, protihlukové bariery v okolí dálnic, fotovoltaické elektrárny, posilovače koncových větví rozvodné sítě.
2. 2. 1. Energetická návratnost
Energetická návratnost je důležitý ukazatel, který určuje dobu, za kterou solární panel vyrobí tolik energie, kolik bylo
vynaloženo na jeho zhotovení. Knapp a Jester ve své studii posuzovali solární panel s krystalickými křemíkovými články
a tenkovrstvý solární modul se strukturou CIS. Na energii náročnější technologie výroby solárních panelů s krystalickým
křemíkem má dobu energetické návratnosti něco málo více než 3 roky a panel s tenkovrstvou strukturou CIS vyrobí zpět
spotřebovanou energii za méně než dva roky.
2. 3.
Rozvoj fotovoltaiky ve světě
Rozvoj fotovoltaiky v posledních pěti letech prochází obdobím rychlého vzrůstu. Celosvětový meziroční nárůst výroby solárních panelů se po tři roky pohybuje okolo 35 %. Celkový nainstalovaný výkon přesáhl ke konci roku 2002 hranici 1,5 GW.
Nicméně podíl fotovoltaiky na celkové produkci elektrické energie je stále ještě velmi nízký – činí okolo 0,01 %.
2. 3. 1. Vývoj průmyslových aktivit
Po více než padesátiletém vývoji jsou k dispozici vyzrálé výrobní technologie, které je možné provozovat v podmínkách
hromadné výroby. Budováním výrobních závodů s roční kapacitou několika desítek MW (až 150 MW) jsou vytvářeny základy
budoucího rozsáhlého fotovoltaického průmyslu. Od roku 2000 došlo k více než zdvojnásobení celkové výroby solárních
panelů až na kapacitu 560 MW ke konci roku 2002. Rychlý nárůst výroby je ilustrován v grafu 1.
Nejvýznamnějšími výrobci jsou japonské společnosti s roční kapacitou 247 MW což představuje 44% podíl na trhu. V Evropě bylo vyrobeno 25 % solárních panelů (141 MW) a vliv Spojených států postupně klesá se současnými 20 % (115 MW).
Do tohoto odvětví investují značné prostředky velké průmyslové koncerny, nadnárodní naftařské společnosti a elektrorozvodné společnosti. Mezi deset největších výrobců solárních článků patří společnosti uvedené v grafu 2 (česká společnost
Solartec je uvedena pouze pro srovnání).
Na třech z prvních pěti míst jsou japonské koncerny zabývající se elektronikou (1. Sharp, 3. Kyocera, 5. Sanyo) a druhé
a čtvrté místo zaujímají naftařské společnosti BP Solar a Shell Solar. Společnost Shell ve svých studiích vývoje energetických zdrojů počítá s fotovoltaikou z dlouhodobého hlediska jako s jedním z významných zdrojů energie. V poslední době
lze vypozorovat zvyšující se zájem o fotovoltaiku u společností provozujících rozvodné sítě. Ve Spojených státech to jsou
hlavně Alabama Power a Idaho Power. Velmi aktivní je německá rozvodná společnost RWE, vlastnící společnost RWE
Schott (dříve Mobil Solar a ASE Americas). Rozvodná společnost General Public Utility založila GPU Solar společně se
společností Astropower. Na financování rozvoje fotovoltaického průmyslu se podílí jak kapitálový trh – v USA Astropower,
Evergreen a Spire Corporation a také rizikový kapitál – SolarWorld.
Nejsilnější společnosti investují své prostředky mnohdy za podpory místních vlád do velkokapacitních výrobních jednotek
s maximální automatizací ve snaze radikálně snížit výrobní náklady. Tato závislost je známa z jiných průmyslových odvětví
(např. automobilový a elektronický průmysl). Ke konci roku 2002 byly ohlášeny další nové výrobní kapacity, jak v Japonsku,
tak v Evropě. Společnost Sharp začátkem roku 2002 vytvořila novou solární divizi a ohlásila navýšení kapacity na 200 MW.
Přitom Sharp výrazněji vstoupil do fotovoltaiky až v roce 1997 s kapacitou 5–10 MW. V Evropě oznámili nové kapacity společnosti RWE Schott, Deutsche Cell, BP Solar a Isofoton. Předpokládané výrobní kapacity budou potom dosahovat ročního
objemu 900 MW.
97
Vývoj roční produkce solárních panelů v MW celosvětově a v jednotlivých regionech (graf 1)
Vzrůstající prodeje fotovoltaických systémů stimulují k výrobním a obchodním aktivitám mnoho dalších i menších společností, jež se specializují na produkci výrobních zařízení a materiálů, výrobu nezbytné elektroniky (střídače, regulátory a měřicí zařízení) i návrhy a instalace fotovoltaických systémů.
Přehled deseti nejvýznamnějších výrobců solárních článků na světě podle jejich výrobní kapacity v MW (graf 2)
��
98
2. 3. 2. Vývoj stavu fotovoltaických systémů
Náklady na pořízení fotovoltaických systémů jsou rok od roku nižší a od začátku rozvoje dospěla současná cena na úroveň
jedné tisíciny počáteční ceny. Přesto je stále cena solární energie vyšší než prodejní ceny energií z fosilních nebo jaderných
zdrojů.
Celkový instalovaný výkon ke konci roku 2002 dosáhl úrovně 1,5 GW. Instalovaný výkon fotovoltaických systémů v jednotlivých regionech doposud značně závisí na míře motivačních podpůrných nástrojů. Proto není náhodou, že téměř 90 %
všech instalací je na území Japonska, Německa a USA. Převážná většina instalovaných systémů je připojena k rozvodné síti
přes síťové střídače. Podíl síťových systémů vzrůstal postupně. V roce 1992 to bylo 29 %, v roce 1999 již 53 % a o dva roky
později činil podíl síťových systémů na všech instalacích 68 %. V obou zemích byly v rámci rozvoje fotovoltaiky podporovány
hlavně menší domácí systémy do výkonu 4 kW. Výjimkou však již nejsou ani systémy s výkonem řádově MW. Většina systémů je instalována na budovách, ať už to jsou rodinné domy, správní nebo výrobní budovy.
Ve Spojených státech jsou často větší fotovoltaické systémy budovány jako volně stojící elektrárny, nicméně množství instalovaného výkonu na budovách začíná převažovat. Vývoj množství nainstalovaných fotovoltaických systémů podle jejich
typů ilustruje následující graf č. 3.
Fotovoltaika by měla mít velmi významné místo v rozvojových zemích Afriky a Asie. Neexistence energetické infrastruktury
s rozvody elektrické energie v odlehlých oblastech předurčuje využívání solární energie dominantní úlohu. V rámci rozvojových pomocí různých institucí i jednotlivých států se daří realizovat projekty solární elektrifikace odlehlých vesnic – například: malé domácí systémy nebo napájení vodních čerpadel.
2. 3. 3. Fotovoltaika v architektuře
Aplikace fotovoltaiky v obvodových pláštích budov (střechy, fasády) představuje významný fenomén, který přispívá k její atraktivitě a má příznivý dopad na snížení nákladů
na instalaci FV systémů. V průběhu posledních pěti let bylo ve světe realizováno mnoho fasádních systémů a to hlavně v Japonsku, v zemích EU a ve Spojených Státech.
Velmi široká škála pojetí fotovoltaických fasád má původ v kreativitě, která je vlastní
architektonickému pohledu na životní prostředí člověka.
Solární panel v mnoha různých podobách se stal přímo výzvou pro architekty a konstruktéry, což v mnohých případech vedlo ke zcela novým a velmi atraktivním řešením,
ne jenom obvodových plášťů, ale i celkového vzhledu budov.
Protože je solární panel téměř vždy z přední strany opatřen sklem, má aplikace těchto
panelů mnoho společného s moderními prosklenými fasádami. Navíc fasáda vyrábějící
elektrickou energii tak plní i další doplňkovou funkci kromě vymezení vnitřního prostoru, zajištění tepelné pohody uvnitř objektu a mnoho jiných funkcí.
Fotovoltaická fasáda budovy
(obr. 3)
Použitím transparentních solárních panelů je možné dosáhnou i příznivého účinku
na množství přirozeného slunečního světla ve vnitřních prostorách. Častým fasádním prvkem jsou různě řešené stínicí elementy zamezující přesvětlení a přehřátí prostor zvláště v letním období.
99
Konstrukce fotovoltaické fasády může plnit i funkci jednoduchého vzduchového kolektoru. Předsazenou skleněnou stěnou
se solárními články prochází částečně sluneční světlo na tmavou masivní obvodovou stěnu budovy.
Teplo vzniklé v meziprostoru kolektoru je potom cirkulací vzduchu
odváděno a zužitkováno k vytápění v chladném období roku nebo
také k chlazení budovy v létě. Navíc odváděním tepla z meziprostoru dochází ke snižování teploty článků, což má příznivý vliv na jejich
výkon, neboť se snižující se teplotou se zvyšuje výstupní výkon.
Vzhledem k možnosti barevných variací solárních článků se nabízí
i ůznobarevné ztvárnění fasády včetně barevných mozaik.
Přínosem pro takto pojatou fotovoltaiku je skutečnost, že nepředstavuje prvek, který by byl něčím navíc ve vybavení budovy, ale
stává se přímo součástí konstrukce budovy. To umožňuje odečíst Transparentní fasáda se solárními články při pohledu
nezanedbatelnou část nákladů z instalace fotovoltaického systému z interiéru (obr. 4)
na vrub samotné konstrukce budovy, která musí být tak jako tak
realizována, tj. náklady na materiál fasády (sklo), fasádní nosné prvky a montáž fasády. Pro fotovoltaiku zbývají náklady
spojené se solárními články, náklady vyplývající ze složitější konstrukce fotovoltaických fasádních skel, kabelové rozvody
a ostatní elektroinstalační materiál, síťové střídače a montáž elektrické části.
V ČR jsou realizovány zatím pouze tři fotovoltaické systémy, kde bylo snahou začlenit plochu solárních panelů do konstrukce a celkového vzhledu budovy. Ve všech případech se jednalo o instalaci systému na již existující budovu, z čehož
vyplývala omezení při návrhu umístění.
2. 3. 4. Motivační podpůrné nástroje
Největší vliv na prudký rozvoj fotovoltaiky v současné době mají trhy v Japonsku, Německu a USA. Zásluhu na tomto vývoji
mají hlavně dobře nastavené a fungující programy a motivační podpůrné nástroje v uvedených zemích.
Hlavním smyslem motivačních nástrojů je zajištění dostatečně velkého a dynamického trhu s fotovoltaikou. V rámci takového trhu je potom možné dosáhnout výrazného snížení cen fotovoltaických systémů a navíc to s sebou přináší výraznou
stimulaci pro další rychlý technologický vývoj.
Dotované demonstrační projekty – často používané v ranné fázi vývoje
fotovoltaiky v dané oblasti, případně pro prosazení nových technologií.
Dotace na investice – určený státní úřad poskytuje dotace na instalované
fotovoltaické systémy. Rozdíly mohou být ve výši poskytovaných dotací,
způsobu jejich poskytování a různé jsou i vymezující podmínky.
Pevné výkupní tarify – všechna vyrobená elektrická energie vyrobená
fotovoltaickým systémem je přes samostatný elektroměr dodávána do rozvodné sítě za stanovenou cenu. Na účinnost tohoto nástroje má významný
vliv jasně stanovený vývoj podmínek pro výkupní tarify a jejich dlouhodobá
garance.
Půjčka s nízkou úrokovou sazbou – umožňuje rozložit investiční zátěž na
delší časové období a za podmínek velmi nízké úrokové sazby (nižší než
pro stavební spoření a hypotéky) poskytuje výhodnou možnost pro uložení
peněz.
Transparentní část střechy se solárními články
(obr. 5)
Podpůrné výzkumné a vývojové programy – hlavním cílem je motivovat
výzkumné kapacity k rychlému nalezení technologického řešení k překonání aplikačních bariér.
Dotace do průmyslu – snížení zátěže pro investory do nových výrobních kapacit u nichž lze očekávat snížení výrobních
nákladů.
Zvýhodněná daňová sazba – snížení nákladů na pořízení systému.
100
2. 3. 5 Příklady z tuzemska
Prvním z objektů je Corinthia hotel Panorama v Praze na Pankráci s instalací 6 kW solárních panelů standardní konstrukce
umístěných na střeše vstupní části objektu jako prodloužení fasády. Instalace 144 solárních panelů se solárním články se
zlatým zbarvením byla realizována v roce 2000. Systém s výkonem 6 kW dodává elektrickou energii do sítě. Od března 2000
vyrobil systém 16 MWh elektrické energie.
Systém byl instalován v rámci evropského projektu v programu INCO–COPERNICUS (4. rámcový program EU) a v rámci
podpory projektů výzkumu a vývoje u Ministerstva školství, mládeže a tělovýchovy ČR. Řešitelem projektu byla společnost
Solartec s. r. o. Zahájení provozu fotovoltaické elektrárny výrazným způsobem ovlivnilo dění v oblasti podpory rozvoje fotovoltaiky v ČR a napomohlo zvýšit informovanost o fotovoltaice.
Příklad možností barevné mozaiky složené ze solárních článků (obr. 6)
Plocha solárních modulů fotovoltaického systému na budově UK v Praze - Tróji (obr. 7)
Fotovoltaický systém na budově hotelu Corinthia Panorama
na Pankráci (obr. 8)
O poznání kompaktněji působí pohled na další dva systémy, které jsou přisazeny ke stěně technologického podlaží
na střešní terase budov Vysoké školy báňské v Ostravě a matematicko-fyzikální fakulty University Karlovy v Praze v Tróji.
Plocha panelů s modrými solárními články o velikosti 200 m2 je ve sklonu 35 ° s orientací na jih. Celkový výkon ostravského
i pražského systému je 20 kW a energie je rovněž dodávána do rozvodné sítě.
101
2. 4.
Vývoj a stav fotovoltaiky v ČR
V průběhu poslední dekády 20. století bylo využívání fotovoltaických systémů v České Republice spíše sporadické. Praktické aplikace byly téměř výhradně zaměřeny na malé ostrovní systémy pro nezávislé napájení objektů a zařízení v lokalitách
bez připojení k rozvodné síti. Jednalo se vesměs o soukromé rekreační chaty, ve kterých fotovoltaický systém poskytuje
možnost napájet osvětlení a drobné elektrické spotřebiče. Systém je v takovém případě sestaven většinou z jednoho solárního panelu (10–100 W), akumulátorové baterie a regulátoru dobíjení. V některých případech bývá systém doplněn střídačem, který umožňuje připojit i běžné síťové spotřebiče. Větší aplikací tohoto charakteru je například fotovoltaický systém
s výkonem 370 W pro napájení osvětlení horské chaty.
Na ulicích některých měst (např. Brno a Ostrava) byly nainstalovány parkovací automaty napájené z malých solárních panelů. V několika málo případech byly solární panely použity pro napájení měřicích, registračních a komunikačních zařízení
instalovaných v terénu, kde se možnost přivedení elektrické sítě jevila velmi problematickou, až takřka nemožnou.
Fotovoltaické panely a komponenty byly nabízeny několika málo prodejci jako zdroje nezávislého napájení pro kempink
a jachting. Mezi první větší systémy v ČR patří spíše ukázkové systémy bez připojení k rozvodné síti. Ostrovní systém se
střídačem s výkonem 550 W na ukázkovém RD v Kunovicích sloužil zároveň pro měření pracovníkům VUT v Brně. Instalace
solárních panelů s výkonem 600 W na experimentálním ekologickém domě v Podolí u Brna je další z nich. V Osluchově bylo
nainstalováno 16 solárních panelů s výkonem 50 W pro napájení veřejného osvětlení.
Velmi pozvolna se objevovaly systémy s připojením na rozvodnou síť. Prvním větším systémem byla fotovoltaická elektrárna
na vrcholu hory Mravenečník v Jeseníkách. Volně stojící elektrárnu s výkonem 10 kW financovala v roce 1998 společnost
ČEZ, a. s. Po problémech souvisejících s její odlehlostí se vlastník rozhodl elektrárnu přestěhovat k informačnímu centru
u jaderné elektrárny Dukovany.
Na nové budově vedení společnosti Pražská energetika, a. s., v Praze ve Vršovicích byl v roce 2001 spuštěn do provozu
demonstrační fotovoltaický systém s možností srovnat chování solárních panelů za různých podmínek – orientace, sklon
a zastínění. Souhrnný instalovaný výkon solárních panelů je 2,55 kW.
Od roku 2000 pak nastává nová fáze vývoje fotovoltaiky v ČR. Postupně jsou státní správou a místní samosprávou zaváděny podpůrné nástroje na podporu fotovoltaiky, a to jak podporu demonstračních projektů, tak podporu vývoje a výzkumu.
Nicméně zatím ještě není jasně definovaný program rozvoje s měřitelným cílem. Současné aktivity vyplývající ze stávajících
podpor mají demonstrační charakter s cílem zvýšit povědomí o fotovoltaice.
Datum
Motivační nástroj
1
2000
Vyhlášení programu Slunce do škol (Státní fond životního
prostředí)
2
1. 1. 2001
Zavedení zvýhodněné 5% sazby DPH pro fotovoltaické
systémy a komponenty
3
2001
První instalace z programu Slunce do škol
4
Od 1. 1. 2002
Zavedení povinnosti vykupovat elektrickou energii z malých zdrojů
5
Od 1. 6. 2002
Stanovení výkupní ceny elektrické energie z fotovoltaických systémů 6,– Kč/kWh – vyhláška ERÚ
6
Od 1. 1. 2003
Pokračování programu Slunce do škol
7
Od 1. 1. 2003
Program na podporu instalací fotovoltaických systémů
připojených k rozvodné síti
Dotace 30% na investiční náklady pro fyzické osoby do výkonu 2 kW
Dotace 30% na investiční náklady pro právnické osoby
do výkonu 20 kW
V roce 2000 byl vypracován a vládou schválen Národní program na podporu úspor a využívání obnovitelných zdrojů energie. Z nich pak jsou vyhlašovány státní programy na kratší období.
V roce 2000 byl Státním fondem životního prostředí vyhlášen program Slunce do škol. Smyslem programu je umožnit mladé
generaci bližší seznámení s možnostmi obnovitelných zdrojů včetně fotovoltaiky. V období od první instalace fotovoltaického systému na základní škole bylo realizováno několik desítek systémů na školách všech stupňů. Na vysokých školách
v Praze, a v Ostravě jsou nainstalovány dva systémy s plochou panelů 200 m 2 a s výkonem 20 kW.
Od roku 2003 jsou Státním fondem životního prostředí poskytovány 30% dotace na instalace FVS pro privátní i právnické
osoby. Pobídka k instalacím je navíc podpořena zvýšenou výkupní sazbou za dodanou elektrickou energii do sítě a to
ve výši 6 Kč/kWh.
102
Do konce roku 2002 byly v ČR nainstalovány fotovoltaické systémy s výkonem přibližně 0,23 MW. Z toho 55 % systémů
slouží pro napájení aplikací bez připojení k rozvodné síti a 45 % jsou solární systémy dodávající elektrickou energii do rozvodné sítě. V tabulce je uveden přehled nejvýznamnějších fotovoltaických systémů v ČR.
Č.
Instalace
1.
Fotovoltaická elektrárna na hoře Mravenečník v Jeseníkách
2.
Instalovaný
výkon (kW)
Rok
Financování
10
1998
ČEZ, a. s.
Fotovoltaické prodloužení fasády s barevnými solárními články na hotelu
Panorama v Praze – Pankráci
6
2000
INCO–COPERNICUS Komise EU a MŠMT ČR
v rámci podpory projektů výzkumu a vývoje
3.
Fotovoltaická elektrárna na budově
ředitelství společnosti Pražská energetika, a. s., v Praze ve Vršovicích
2,55
2001
PRE, a. s.
4.
ČVUT v Praze
5
5.
Vysoká škola báňská v Ostravě
20
2002–03
SFŽP, program Slunce do škol, 5. rámcový
program Komise EU a VŠB
6.
Síť FV systémů na středních odborných
školách po 1,2 kW
36
12/2002
SFŽP, program Slunce do škol, 30 systémů
7.
Síť FV systémů na základních a středních školách po 0,2 kW
7,8*
12/2002
8.
Síť FV systémů na základních a středních školách po 0,1 kW
3,1*
12/2002
9.
Matematicko-fyzikální fakulta UK v Praze v Tróji
6/2003
SFŽP, program slunce do škol, 5. rámcový
program Komise EU a UK MFF
20
SFŽP, program Slunce do škol
* souhrnný instalovaný výkon systémů dané velikosti
2. 4. 1. Průmysl, trh a výzkum v ČR
Fotovoltaika nepředstavuje výlučně jen energetickou technologii šetrnou ke globálnímu klimatu a pro zajištění bezpečného
zdroje energie v dlouhodobém výhledu. Předpokládaný enormní nárůst objemu výroby a instalací fotovoltaických systémů
s sebou přináší i významný ekonomický potenciál s pozitivními dopady pro sociální sféru.
Z hlediska ekonomických aktivit fotovoltaika představuje celý výrobně distribuční řetězec zahrnující výrobu základních výrobních materiálů – křemík, materiály pro metalizaci, speciální plynné a kapalné chemikálie, návrh a konstrukce speciálních
výrobních zařízení s vysokým stupněm automatizace, výroba solárních článků a panelů, elektronický průmysl zajišťující potřebná elektronická zařízení. Velmi důležitá základna pro ekonomické aktivity je zajišťována výzkumnou a vývojovou činností
výzkumných ústavů a universit.
V Československu publikoval první výsledky velkoplošných monokrystalických solárních článků pracovník z STU Bratislava
v roce 1987. Tenkovrstvé materiály a struktury na bázi CdTe a CdS jsou dlouhou dobu předmětem vývoje na pracovišti
Matematicko-fyzikální fakulty UK v Praze. Technologii příprav tenkých vrstev amorfního křemíku a jejich charakterizaci se
věnují dvě pracoviště Fyzikálního ústavu AV v Praze a dvě pracoviště na MU v Brně. V Brně na VUT jsou dvě pracovní skupiny zaměřeny na diagnostiku solárních článků a měření vlastností fotovoltaických systémů.
Monokrystalický křemík jsou schopny vyrobit dvě tuzemské společnosti, nicméně jejich výrobní program je zaměřen na polovodičový průmysl. Další dvě tuzemské společnosti se zabývají řezáním křemíkových ingotů na křemíkové destičky používané pro výrobu solárních článků. První pokusy s výrobou monokrystalických solárních článků prováděli také pracovníci
Tesly Vrchlabí v letech 1991 až 1993. Dosažené konverzní účinnosti byly však velmi nízké (8 až 11 %). V roce 1993 založila
skupina pracovníků rožnovské Tesly společnost zaměřenou na výrobu solárních článků z monokrystalického křemíku.
V současné době firma vyrábí monokrystalické křemíkové solární články s vysokou konverzní účinností přeměny záření
(14–16 %). V kooperaci zajišťuje výrobu všech komponent pro fotovoltaické systémy. Podstatnou část aktivit tvoří obchodní
činnost (poradenství, návrh, projekce, instalace) a aplikovaný výzkum.
Několik dalších menších firem se zabývá výrobou solárních panelů a elektronických zařízení pro fotovoltaické systémy.
Několik tuzemských montážních firem již získalo zkušenosti s instalacemi systémů.
103
2. 4. 2. Znalosti o fotovoltaice
Znalosti o současném stavu a možnostech fotovoltaiky jsou u většiny lidí velmi povrchní. Fotovoltaika, spíše tedy pojem
„solární panely“, je často spojována s odlišným a neméně důležitým využitím solární energie pro ohřev vody. Téměř každý
ví, že vesmírné družice jsou napájeny právě solárními panely. Většina lidí se setkala s kalkulačkou se solárními články.
S možností širšího využití slunečního záření pro výrobu elektrické energie se většina lidí nesetkala. Častým argumentem
je tvrzení, že energie máme dostatek a nestabilní a zatím drahou elektřinu ze Slunce nepotřebujeme. Problematika rozvoje
budoucí podoby energetického systému založeného na obnovitelných zdrojích je zatím pro většinu lidí nezajímavá.
Na druhou stranu je možné uvést, že v průběhu několika posledních let bylo vykonáno nebo probíhá několik zajímavých
akcí a aktivit, které mají významný vliv na informovanost o fotovoltaice:
•
•
•
•
•
•
Informační kampaně neziskových organizací – např. Greenpeace, Solar Tour 98.
Program SFŽP – Slunce do škol – seznámení mladé generace s možnostmi využití sluneční energie.
Na stránkách denního tisku a časopisů se stále častěji objevují příspěvky s problematikou fotovoltaiky.
Popularizaci fotovoltaiky se věnovalo i několik málo pořadů České televize.
Důležitou příležitostí ke zviditelnění fotovoltaiky byly různé odborné výstavy, semináře a konference.
Na některých vysokých školách technického zaměření jsou studentům nabízeny předměty zabývající se obnovitelnými
zdroji včetně fotovoltaiky – ČVUT v Praze, VUT v Brně, VŠB v Ostravě a TU v Liberci.
• Velmi atraktivní formou popularizace fotovoltaiky je každoroční soutěž modelů solárních vozítek – Napájení Sluncem,
pořádaná na VŠB v Ostravě. Soutěž je určena zvláště pro středoškolské studenty (www.napajenisluncem.cz).
104
3. Základní východiska a odhady potenciálů do roku 2010
3. 1.
Souhrn cílů a vizí ve fotovoltaice v zahraničí
3. 1. 1. Energetická politika v EU
Evropská unie zcela jasně definovala svůj postoj k obnovitelným zdrojům ve vztahu k energetické a environmentální politice. V oblasti energií preferuje udržitelnost, stabilitu energetických zdrojů, jistotu a bezpečnost zásobování energiemi
a konečně zohlednění budoucích energetických potřeb rozvojových zemí. Důraz je dále kladen na efektivní využívání energií, na upřednostňování obnovitelných zdrojů a na hledání potenciálu jaderných technologií. V Bílé knize je stanoven cíl
zdvojnásobit podíl obnovitelných zdrojů (OZE) na výrobě elektrické energie do roku 2010 proti roku 1995 z 6 na 12 %. Pro
jednotlivé OZE jsou pak stanoveny samostatné cíle takto:
Rok
Instalovaný výkon zdrojů elektrické energie (GW)
biomasa
větrná energie
fotovoltaika
2010
230
80
3
×
× 10
× 20
× 100
h
h
h
h
1995
23
4
0,03
V případě fotovoltaiky se počítá v roce 2010 se stonásobným navýšením instalovaného výkonu proti roku 1995
na hodnotu 3 GW. Prognóza vývoje objemu výroby solárních článků je uvedena v následujícím grafu.
Předpokládaný vývoj instalovaného výkonu [GW] v dlouhodobém horizontu do 2020 až 2030 opět pro jednotlivé světové
oblasti je uveden v následující tabulce:
2000
2010
2020
2030
USA
0,1
3
15
26
EU
0,1
3
15
30
Japonsko
0,4
5
29
70
Svět
0,7
12
65
135
105
Hlavním dokumentem pro dosažení těchto cílu je Směrnice 2001/77/EC z 27. 10. 2001 – Podpora výroby elektrické energie z obnovitelných zdrojů na vnitřním trhu s elektřinou. Směrnice předepisuje jednotlivým členským zemím cíle, upravuje
přístup k rozvodné síti a předepisuje dvouleté období pro vyhodnocení rozvoje fotovoltaiky v jednotlivých zemích.
Evropská komise také definuje základní strategii pro evropský fotovoltaický průmysl. Strategie se zaměřuje na zajištění dostatečného množství levného křemíku pro solární články, na urychlenou industrializaci tenkovrstvé technologie a konečně
je nutné intenzivně rozvíjet další alternativní technologie pro období po roku 2010. Cena 2,5 €/W pro fotovoltaický systém
se uvádí jako cílová hodnota pro rok 2010. Preferovat se budou fotovoltaické systémy přímo integrované do budov a zvláště
pak systémy s výkony řádově MW. Důraz bude kladen na vytvoření dostatečných výrobních kapacit a zdrojů.
Jak již bylo zmíněno, 80 % produkce solárních panelů spočívá na technologiích krystalického křemíku. Množství křemíku
potřebného pro celosvětovou roční produkci solárních článků rok od roku roste. Doposud byl výchozí surovinou pro výrobu
solárních článků odpadový křemík z polovodičového průmyslu. Jeho množství může být nestabilní, neboť silně závisí na stavu trhu s polovodiči a navíc předpokládané potřeby fotovoltaického průmyslu v blízké době převýší dostupné množství
odpadového křemíku. Tato skutečnost je předpokládána již delší dobu a je věnováno dostatečné úsilí průmyslu, výzkumu
a zástupců politické reprezentace na zajištění dostatečných zdrojů levného křemíku pro fotovoltaiku.
V politické oblasti bude věnována pozornost podpoře udržitelnosti v dopravě, zemědělství a energetice. Jako důležité
opatření se jeví zavedení směrnic pro integraci udržitelných technologií v budovách. V roce 2006 budou na základě vývoje
stanoveny pobídkové nástroje pro případné investory nových fotovoltaických instalací.
Pro dosažení alespoň 10% podílu na celkové výrobě elektrické energie bude nutný kontinuální růst po 3 desetiletí s rychlostí 10× za dekádu.
3. 1. 2. Ekonomické aspekty
Ekonomické posuzování fotovoltaických systémů (FVS) je ovlivněno několika důležitými faktory.
Doba návratnosti je ovlivněna dostupností slunečního záření v dané lokalitě. Na území ČR nejsou rozdíly příliš veliké, nicméně z celosvětového hlediska jsou některé oblasti zvýhodněny faktorem 2 až 3 – Arizona, africké pouště, Austrálie…
Cena samotného systému je klíčovým faktorem. Náklady na pořízení FV systému zahrnují cenu solárních panelů (až 60 %),
elektrotechnická zařízení a instalace – střídače, baterie, regulátory, jisticí prvky, vodiče a konstrukci. Dále jsou zahrnuty
náklady spojené s konstrukčním a architektonickým návrhem a se samotnou instalací systému. V průběhu provozu se pak
mohou objevit další náklady spojené se servisem případně připojovací náklady. Současné náklady na instalaci solárního
systému v Evropě se pohybují od 6 do 12 € na instalovaný watt v závislosti na velikosti trhu. Pokud je financování systému
uskutečněno prostřednictvím půjčky, připočítávají se k celkové ceně systému i úroky.
Cena energie ze systému do značné míry závisí také na účinnosti fotovoltaického systému a na účinnosti solárních článků
při nízkých intenzitách osvětlení.
Nezbytným předpokladem návratnosti systému je jeho dlouhá životnost a dlouhodobě stabilní parametry. Zatímco výrobci
deklarovaná životnost solárních panelů se pohybuje od 15 do 30 let, tak garance na střídače a jiné komponenty je maximálně dva roky. Předpokládaná životnost u akumulátorových baterií je 3–5 let a u střídačů a kontrolní elektroniky 5–10 let.
Do konečné ceny solární energie se promítne významnou měrou i způsob instalace. Solární panely představují prvek, který
nezapadá do konstrukce budovy a je nutné počítat s plnými náklady. Příkladem jsou střešní instalace nad stávající střešní
krytinou. Náklady lze snížit u novostaveb nebo při rekonstrukci budov v případě, že jsou solární panely součástí některé
části stavební konstrukce – solární střešní krytina, solární fasádní panely.
3. 1. 2. 1.
Zkrácení doby investiční návratnosti
Současné vývojové a výzkumné aktivity jsou orientovány na zvládnutí technologie, která by umožňovala překonat nákladové
bariery v komerčním využívání fotovoltaiky.
Hlavními znaky takových technologií jsou:
vysoká účinnost (např. pro křemíkové krystalické solární články >20 %)
nízká výrobní cena (<1 €/W pro panely)
vysoká životnost panelů (>30 let)
Uvažované výrobní technologie musí splňovat další doplňující požadavky:
•
•
•
•
technologie musí být aplikovatelná na veliké výrobní série
musí se vyznačovat minimální spotřebou materiálů
nízká výrobní energetická náročnost se snahou zkrátit dobu energetické návratnosti na méně než 2 roky
samozřejmým předpokladem je výroba s co nejmenším dopadem na okolní prostředí, což lze také vyjádřit minimalizací
odpadů. Z toho hlediska jsou těžko akceptovatelné technologie vyžadující nebezpečné látky. Do tohoto požadavku
spadá i potřeba vyřešení plné recyklovatelnosti fotovoltaických komponent po ukončení životnosti.
V současnosti dominující technologie krystalického křemíku zcela jistě umožňuje další snížení výrobní ceny. V tomto procesu se uplatní jak vliv technologického pokroku tak i vliv zvyšování objemu výroby. V grafu 5 je patrný trvalý pokles ceny
106
solárních modulů v závislosti na celkovém kumulativním instalovaném výkonu na světě. Doposud každé zdvojnásobení
instalovaného výkonu s sebou přináší snížení ceny modulů průměrně o 20 %.
Vývoj ceny solárních modulů v závislosti na kumulovaném instalovaném výkonu (graf 5)
V grafu 6 je křemíková technologie 1. generace znázorněna modrou křivkou. Spodní limit výrobních nákladů dosahuje hodnoty okolo 1 €/W a ani případné další zvyšování objemu výroby nepřináší požadované zlevnění výroby.
Další snížení výrobní ceny může přinést zásadní změna v podobě technologie solárních panelů s tenkovrstvou strukturou
polovodičových materiálů. Vzhledem k relativně vysokým počátečním investičním nákladům na pořízení nákladného technologického vybavení, je výroba tenkovrstvých panelů ekonomicky zajímavá až od vyššího objemu výroby. Náklady na pořízení technologie pro tenké vrstvy jsou přibližně 2,5× vyšší na jednotku výrobní kapacity než je tomu u křemíkové krystalické
technologie.
Vývoj jednotlivých generací výrobních technologií a jejich možný potenciál na snížení výrobní ceny (graf 6)
Další cenový průlom je očekáván od technologií 3. generace, pro které bude charakteristická velmi vysoká účinnost při nízkých výrobních nákladech. Náklady na výrobu by se pak blížily hodnotě 0,1 €/W. U těchto technologií se očekává hlavně
daleko efektivnější využití energií slunečního spektra.
Názorně jsou možnosti jednotlivých generací srovnány z hlediska výrobních nákladů a dosahované účinnosti v grafu 7.
Další širší rozvoj fotovoltaiky bude možný diky snížení výrobní ceny pro nejvíce užívanou technologii výroby solárních článků. V rámci 6. rámcového programu jsou definovány cíle pro dosažení ceny pod 1 €/Wp pro solární panely. Tak nízké ceny
by mělo být dosaženo na linkách s vysokou výrobní kapacitou. Případný přínos lze očekávat přibližně do pěti let.
107
Množství materiálů potřebných pro výrobu solárních panelů je limitujícím faktorem na cestě za snížením výrobních nákladů.
Jak monokrystalický tak i multikrystalický křemík představuje při výrobě značnou část nákladů. Výchozí surovinou pro výrobu většiny krystalických křemíkových článků jsou tenké křemíkové plátky s tloušťkou od 250 do 350 mikrometrů. Při výrobě
plátků dochází v několika výrobních krocích k materiálovým ztrátám ve výši 45 % pro multikrystalický křemík a až 53 %
pro monokrystalický křemík. Část odpadového materiálu lze ještě vrátit zpět do výroby křemíku, ale téměř 43 % z původního
křemíku je ztraceno v podobě křemíkového prášku.
Předpokládaný vývoj ceny a účinností výrobních technologií (graf 7)
€ 0.10/Wp
€ 0.20/Wp
€ 0.50/Wp
100
90
80
účinnost (%)
70
1: Krystalický křemík
2: Tenké vrstvy
3: Inovativní technologie
60
€ 1.00/Wp
3
50
40
30
20
€ 3.50/Wp
1
2
10
0
0
100
200
300
400
500
cena (€/Wp)
Jednou z možností snížení materiálové spotřeby křemíku je snížení tloušťky křemíkových desek pro výrobu solárních článků
na technologicky akceptovatelnou úroveň. Tento trend vede k technologiím s dokonalou manipulací s křemíkovými deskami za účelem udržení vysoké výtěžnosti výroby. Pro tloušťku desek 200 mikrometrů je tak možné snížit celkové náklady
na výrobu solárního panelu asi o 6 %. Pro křemíkové desky s tloušťkou okolo 100 mikrometrů bude potřeba vyvinout nová
zařízení na manipulaci s deskami.
K dalším úsporám dochází při přechodu na velké rozměry křemíkových desek – až 20 × 20 cm.
Tažením křemíkových plátků přímo z taveniny je vyloučeno materiálově ztrátové řezání ingotů na desky – technologie EFG,
DW, RGS. Strukturální kvalita materiálu sice nedosahuje kvality monokrystalického křemíku a výrazně je zhoršena mechanická odolnost křemíkových desek, nicméně se začíná tato technologie prosazovat i v masové výrobě. Elektrické parametry
jsou srovnatelné s multikrystalickým křemíkem a náklady na solární panely s těmito články by měly být asi o 5 % nižší.
Ještě dále zasahuje prototypová technologie SGS (Silicon on Glass Sheet). Na levnou skleněnou podložku je nanesena tenká vrstva křemíku, která je během velmi krátkého procesu přetavena v kompaktní krystalickou vrstvu, v niž je pak následně
vytvořena struktura solárních článků. Solární panel je pak osvětlován ze strany skla.
Zvýšení účinnosti lze dosáhnou přesunutím obou kontaktů (kladný a záporný pól) na plochu zadní strany a tím se zvětší
sběrná plocha článku – technologie MWT, MWA, PUM.
3. 1. 2. 2.
Snížení nákladů ostatních položek při instalaci systému
Náklady na instalaci FVS představují také významnou položkou z celkových investičních nákladů. Vítané jsou tedy všechny
inovativní postupy, které vedou ke zjednodušení a tím i zlevnění montáže. Příkladem může být evropskou komisí podporovaný záměr konstrukce levného solárního panelu s integrovaným síťovým střídačem pro přímé připojení k rozvodné síti.
Odpadá tím složitá propojovací kabeláž.
108
3. 2.
Předpoklady rozvoje do roku 2010 v ČR
Budoucí obraz stavu fotovoltaiky v horizontu let 2010 a dále závisí a bude záviset na mnoha faktorech, které se vzájemně
ovlivňují. Na základě vývoje jednotlivých faktorů a podmínek, které budou vytvořeny, lze stanovit pravděpodobné scénáře
vývoje. Předně je však potřeba definovat stávající počáteční podmínky, z kterých je možné vycházet a samozřejmě také
okrajové meze, které nám vymezují možnosti dalšího vývoje.
Dostatek kvalitní a levné energie je chápán jako základ ekonomického, společenského a kulturního rozvoje každé společnosti. S masivním využíváním stávajících zdrojů energie se začíná objevovat i požadavek na čistotu a bezpečnost zdrojů.
Jednotlivým druhům primárních energií přináležejí vlastnosti, které určují jejich případnou úspěšnost. Pro jednotlivé vlády
představuje energetika klíčové odvětví ekonomiky a proto věnují patřičnou pozornost dalšímu vývoji. Koncovými uživateli
energií jsou však jednotlivci a tak i celá společnost, jejíž chování, motivované hodnotovými prioritami, pak určuje podobu
energetiky. Do úvah také velmi silně vstupuje vývoj moderních technologií, které nabízejí jednak zvýšení efektivnosti využívání energie a také přicházejí s celou řadou nových způsobů získání energie. Nezastupitelnou roli má na tomto procesu
věda a výzkum, které přicházejí s novými řešeními. Silný průmysl vlastní technologické a finanční prostředky na ovlivnění
vývoje v energetice.
3. 2. 1. Charakteristika slunečního záření v ČR
Na povrch území České republiky dopadá sluneční záření s průměrnou intenzitou 800 W/m2 v závislosti na lokalitě a klimatických podmínkách. Ročně tak dopadne na naše území energie 1000–1250 kWh/m 2 (průměr pro ČR činí 1081 kWh/m 2).
Sluneční energie je dostupná kdekoliv na Zemi a proto neexistuje ani preference lokalit. Díky tomu a také vlivem relativně
malé energetické hustoty je fotovoltaika předurčena spíše pro výrobu elektřiny v decentralizovaných zdrojích. Navíc umožňuje výrobu elektrické energie přímo v místě spotřeby a to i bez nutnosti připojení k rozvodné síti. V našich podmínkách
je fotovoltaický systém s výkonem 1 kW schopen vyrobit 900–1000 kWh elektrické energie za rok.
Aspekt
+
-
Dostupnost energie
kdekoliv na Zemi
pravidelná nedostupnost v noci
závislost na ročních obdobích
závislost na klimatických podmínkách
Udržitelnost
časově neomezená možnost využívání
brzká energetická návratnost
Kvalita
možnost nezávislosti
při širším využívání vyžaduje akumulaci
elektrické energie
nízká energetická hustota
Čistota
provoz nezatěžuje životní
– emisemi, hlukem…
prostředí
výrobní procesy jsou zatím energeticky
náročné
přirozený energetický tok
Bezpečnost
provoz nepředstavuje žádná bezpečnostní rizika
3. 2. 2. Společnost a její potřeby
V České Republice žije v současnosti okolo 10 milionů obyvatel a tento stav je již několikátý rok bez výraznějších změn.
Roční spotřeba elektrické energie na osobu v domácnosti je v průměru 1100 MWh. Do celkové spotřeby je potřeba započítat i spotřebu v průmyslu a službách v objemu 65 TWh.
3. 2. 3. Odhad teoretického potenciálu FV v ČR
Pro stanovení teoretického potenciálu fotovoltaiky v ČR můžeme vycházet z předpokladu, že jediným omezením je dostatek
vhodné plochy pro instalaci solárních panelů. Nehledě na technologii výroby panelů, která bude v uvažovaném časovém horizontu dominantní, bude se vždy jednat o zařízení s velkou záchytnou plochou. Dále můžeme do úvah zahrnout zlepšování
parametrů solárních panelů, což se promítne v rostoucím výkonu resp. rostoucím energetickém zisku z jednotky plochy.
V podmínkách ČR se uvažuje z 90 % se systémy připojenými k rozvodné síti vzhledem k vysoké hustotě pokrytí.
Solární panely mohou být součástí vhodně orientovaných střech a fasád všech možných typů budov – rodinné a bytové
domy, školy, úřady, knihovny, výrobní a správní budovy obchodních a průmyslových společností, banky, veletržní haly…
Pro instalaci panelů je možné využít i protihlukové bariéry podél dálnic a železnic, volné jinak nevyužité plochy průmyslových areálů, střešní konstrukce nástupišť vlakových a autobusových nádraží a stanic, zastřešená parkoviště, sportovní
zařízení. Jak dokumentují četné příklady ze zahraničí je podoba budovy mnohdy přizpůsobena velmi kreativně instalaci
solárních panelů.
109
Ideální umístění panelů je s orientací na jihojihozápad se sklonem 45 ° vzhledem k vodorovné rovině pro celoroční provoz.
Nicméně je možné vzhledem k místním podmínkám orientovat solární panely od jihovýchodu k jihozápadu a sklon je možné
volit od polohy vodorovné až po svislou. Pro zvýšení energetického zisku je možné aplikovat natáčecí systémy, které mění
orientaci a případně i sklon panelů v závislosti na poloze Slunce. Zvýšeného energetického zisku je možné dosáhnout i použitím solárních panelů s aktivní plochou na obou stranách. K témuž účelu se dají využít i různé odrazné plochy zvyšující
sběr slunečního záření při zachování aktivní plochy.
V následující tabulce je proveden odhad vhodných ploch pro instalaci solárních panelů. Základní propočet výkonu je stanoven pro solární panely se současnými parametry – 120 W/m2. V posledním sloupci jsou uvedeny roční energetické zisky.
Stav k r. 2001*
Instalovaný výkon
(účinnost15 %)
Roční suma energie
(účinnost 15 %)
Počet
GW
TWh
1 969 568
20,0
20,0
Školy
13 195
0,4
0,4
Veřejné objekty
10 000
0,9
0,9
Komerční budovy
10 000
1,2
1,2
8 000
0,8
0,8
Ostatní
1,0
1,0
Celkem
24,3
24,3
Obytné budovy
Průmyslové budovy
* ČSÚ k 1. 3. 2001
V případě použití solárních panelů se solárními články s účinností 25 % by při stejné ploše byl instalovaný výkon všech
FV systémů až 40,5 GW a ročně by pak vyrobily okolo 40,5 TWh elektrické energie. Tento propočet zahrnuje pouze fotovoltaické systémy na stávajících budovách s minimálními úpravami. Skutečná hodnota s využitím všech možností by mohla
být daleko vyšší.
Z uvedeného vyplývá, že největší potenciál spočívá v instalacích fotovoltaických systémů na obytných budovách. V případě
rodinných domů bylo počítáno s FV systémy o výkonu 5 kW nainstalovaných na 70 % všech RD.
Měsíční objemy elektrické energie vyrobené fotovoltaickými systémy o celkovém teoretickém výkonu jsou uvedeny pro ilustraci v grafu 8:
��
Průměrné hodnoty elektrické energie za měsíc při plném využití teoretického potenciálu v ČR (graf 8)
��
110
3. 2. 4. Předpokládaný vývoj do roku 2010 v ČR
Jak již bylo uvedeno, EU si stanovila cíl pro instalovaný výkon fotovoltaických systémů do roku 2010 na úroveň 3 GW.
Při započítání poměru počtu obyvatel v EU a v ČR získáme referenční cíl České Republiky pro rok 2010. Celkový instalovaný výkon by měl dosahovat hodnoty 84 MW. Podle evropského cíle pro rok 2020, by pak v ČR měly být provozu fotovoltaické systémy s celkovým výkonem 541 MW.
V grafu 9 jsou uvedeny dva příklady možného vývoje. V případě trendu s 50% meziročním růstem objemu instalovaného
výkonu je počáteční růst velmi pomalý vzhledem k nízké počáteční hodnotě (0,3 MW v roce 2002). K výraznějšímu nárůstu
instalovaného výkonu by došlo až okolo roku 2015 a ani tak by nebylo dosaženo ekvivalentu cíle EU k roku 2020 (541 MW).
Cíle pro rok 2010 by zdaleka nebylo dosaženo a navíc by pozvolný počáteční růst neumožňoval dostatečný rozvoj domácího fotovoltaického průmyslu.
Prognózy možného vývoje množství instalovaného výkonu v ČR do roku 2020 (graf 9)
Druhý navrhovaný trend s namodelovaným proměnným meziročním nárůstem vyhovuje oběma cílům vycházejícím ze závazků EU. První čtyři roky (2004–2007) je navržen velmi rychlý růst (až 300%) jako kompenzace nízké výchozí hodnoty.
Meziroční růst by se potom postupně snižoval až na úroveň 15 %.
Dosažené instalované výkony i tak budou představovat stále ještě malý podíl na celkové vyrobené případně spotřebované
energii. Energie vyrobená ve FV systémech s výkonem 84 MW v roce 2010 odpovídá přibližně 0,1 % a pro rok 2020 s výkonem 541 MW by to znamenalo asi 0,6 %. Pro představu v roce 2010 připadne na osobu v ČR solární panel s výkonem 8 W
a v roce 2020 to bude již 54 W.
Celkový objem nákladů, které je nutno vynaložit na instalaci FVS s výkonem 84 MW (2010), je odhadován na 10 miliard
korun, dosažení výkonu 541 MW (2020) by vyžadovalo investici dalších 30 miliard korun.
Největší potenciál je uložen ve fotovoltaických systémech pro rodinné domy, a proto většina systémů s průměrným výkonem 2,5 kW by mohla být v činnosti právě na střechách a ve fasádách obytných budov. Fotovoltaické panely se postupně
budou stávat běžnou integrální součástí střech a fasád správních a komerčních budov. Většinou se bude jednat o FV systémy s výkony v řádech desítek až stovek kW. Vzhledem k jejich nezanedbatelnému počtu budou tvořit také významnou
část celkového instalovaného výkonu. Všechny tyto systémy budou připojeny k rozvodné síti. I nadále bude pokračovat
zvyšování počtu malých ostrovních systémů, jejich celkový příspěvek však nebude významný.
Pro rozvoj fotovoltaiky je možné sestavit efektivní národní program. Velmi důležitou úlohu v tomto procesu by pak měly
použité motivační nástroje.
111
4. Specifické problémy dané oblasti
4. 1. Vliv nerovnoměrné a decentralizované dodávky elektrické energie z FVS
na elektroenergetickou síť
Nectností není ani tak nízká energetická hustota jako nestabilita dostupnosti energie způsobená pravidelným střídáním
denních dob a ročních období a dále podstatným vlivem počasí. Do roku 2010 však podíl FV nebude tak výrazný, aby
významným způsobem zasáhl do chování sítě. Navíc v budoucí struktuře energetických zdrojů se samozřejmě počítá i s jinými obnovitelnými zdroji energie – voda, vítr, biomasa. Tato skutečnost v globálním měřítku vede k požadavku skladovat
vyrobenou elektrickou energii. V případě většího podílu fotovoltaiky v rámci energetického systému bude nutné přizpůsobit
systém řízení energetické sítě. V koncových větvích sítě budou distribuované malé energetické zdroje.
5. Souhrn
Absence negativního vlivu provozu solárních zařízení na životní prostředí a praktická nevyčerpatelnost jejich energetického
zdroje činí fotovoltaiku velmi slibnou technologií pro získávání elektrické energie již v blízké budoucnosti. Z tohoto pohledu
je pro mnoho lidí fotovoltaika velmi atraktivní energetická alternativa. Vysoká investiční náročnost a dlouhá doba investiční
návratnosti však zatím zabraňuje širšímu komerčnímu rozvoji fotovoltaiky. Pokud je vysoká cena solární elektrické energie
jediným argumentem proti širšímu rozvoji, pak je nasnadě využít a rozvíjet technologický potenciál o němž víme. Nejsou
známy bariéry, které by neumožňovaly pokračovat v dalším pozitivním vývoji. Naopak, probíhají programy na podporu
rozšíření fotovoltaického trhu a programy na podporu základního a aplikovaného výzkumu ukazují na možnost eliminovat
nepříznivé rysy fotovoltaiky již v blízké budoucnosti.
Použité zdroje
Deschamps, G.: Sustainable Energy Systems and PV in Europe, „Towards a Shared European Vision on the Future of PV
Research, Market and Industry“, Joint Workshop of PVNET, PV–EC–NET, PV–NAS–NET and EPIA, University of Ljubljana,
02/2003
Weeber, A.: Silicon Solar Cells, „Towards a Shared European Vision on the Future of PV Research, Market and Industry“,
Joint Workshop of PVNET, PV–EC–NET, PV–NAS–NET and EPIA, University of Ljubljana, 02/2003
Bařinka, R., aj. Werner: Energetické fasády s fotovoltaickými články, časopis Ateliér otvorových výplní a obvodových plášťů
budov, 6/97, str. 12–15, ISSN:1211–6580
Waldau–Jager, A.: PVNET – R&D Roadmap for European PV, conference paper, Waldau
Spiers, D.,J.: Photovoltaics: Background and Future Projections, Report prepared by Fortum for World Energy Council, 28th
June 2000, revised 11th July 2000
Jager–Waldau, A.: Status of PV Research, Solar Cell Production and Market Implementation in Japan, USA and the European Union, Eurepean Commision, DG JRC, Institut for Environment and Sustainability, Renewable Energies Unit, Ispra,
Italia, EUR 20245 EN
KPMG Bureau voor Economische Argumentatie – Solar Energy: from perennial promise to competitive alternative, final
report, project number 2562, written for Greenpeace Nederland, Hoofddorp, August 1999
Photon International: the Photovoltaic Magazine, 1/2002 – 5/2003
112
využití obnovitelných zdrojů
Ing. Miroslav Šafařík, Ph.D.
1. Úvod
Je nadmíru obtížné v jedné kapitole popsat, jakým způsobem je možné ekonomicky hodnotit prosazení „jediné správné
alternativy“, tj. zajištění energie z hlediska principů udržitelného rozvoje. Pojem ekonomika, resp. adjektivum „ekonomický“ ztratilo mnoho ze svého původního významu „hospodárnost“, „hospodárný“1. Při pohledu na stav našeho světa a jeho
skutečně zásadní problémy nelze ovšem opsat standardní příručky a zůstat u kategorií „návratnost investice“ nebo „čistá
současná hodnota“.
Problém ekonomického hodnocení je o to hlubší, že mnohdy nejsme schopni posoudit, co je skutečně ekonomické, tj. hospodárné. To, co se z pohledu jednotlivce může jevit jako vysoce ekonomické (ziskové), může být z pohledu celospolečenského čistě prodělečný projekt a také z hlediska dopadů na životního prostředí nemusí být právě výhodný. Při jakékoliv
naší činnosti bychom tak měli začít prosazovat tzv. strategii trojí výhry2, jejíž uplatnění zaručuje, že získává jak jednotlivec
(např. investor), tak i společnost (např. zaměstnanost, místní daně), ale také životní prostředí (nedochází k záboru kvalitní
půdy, znehodnocení ekosystémů, ale naopak dojde k lokálnímu zlepšení – kvality ovzduší, vody apod.).
Pokud jde o energii, tak hovořit v jejím případě o „tržním prostředí“ je poněkud hazardování s důvěrou, neboť více než polovina světového produktu (tj. hrubých národních nebo domácích produktů) je plně závislá na spotřebě ropy. Ropa podléhá
zákonům trhu pouze omezeně a teprve druhotně, neboť její cena je dána nejen náklady těžby, distribuce a ziskem (o externích nákladech vůbec nemluvě – viz dále), nýbrž je z velké části stanovována na základě politického vývoje a dohod nejvlivnějších skupin, zejména v rámci zemí OPEC. Obdobné je to i u ostatních neobnovitelných energetických surovin.
1. 1.
Příčiny selhávání ekonomického pojetí světa
V tomto, možná poněkud obsáhlejším, úvodu budou představeny základní příčiny současného přístupu k využívání přírodních zdrojů a k jejich ekonomickému chápání a hodnocení.
Příčina první: hustota energie
Sluneční energie je jediný zdroj energie, který ke svému životu potřebujeme skutečně nezbytně. Z pohledu existence člověka i lidstva lze sluneční energii možno považovat za nevyčerpatelný zdroj, jehož využívání nemá žádné přímé negativní
dopady na životní prostředí, zato je přímo nezbytné pro zachování života na Zemi. Tato tvrzení však byla na několik století
překonána lidskou pohodlností a touhou dokazovat si vlastní převahu nad přírodními zákony.
Ačkoli je roční dopadající sluneční záření 10 000 krát větší než celosvětová roční spotřeba energie, jejímu využití se stále
nepřikládá větší význam. Na vině je – jak jinak – ekonomika.
Na výrobu jednotky energie z obnovitelných zdrojů energie, zejména sluneční, jsou kvůli její nízké hustotě (využitelná energie/plošná jednotka) potřebné podstatně větší plochy, než při výrobě energie s fosilních zdrojů. Pro srovnání:
1 GW elektrické energie představuje za současného stavu technologie cca 86 km 2 v případě využití sluneční energie, v uhelné či jaderné elektrárně to představuje zhruba 0,3 km 2. To je jeden ze zásadních důvodů, proč se až 90 % světové energie
vyrábí stále ještě z fosilních a jaderných zdrojů. Sluneční energie je zároveň podstatná pro využívání ostatních obnovitelných
zdrojů – větrné, vodní a energie biomasy, snad vyjma energie přílivu a geotermální energie.
Příčina druhá: Paradox rohu hojnosti
Ačkoli se ekonomické příručky hemží pojmem „omezené zdroje“, s většinou přírodních zdrojů nakládáme stále tak, jako by
prýštily z rohu hojnosti. Přírodní zdroje jsou doposud chápány jako příjem plynoucí těm, kteří mají právo s nimi nakládat.
Neudržitelné drancování přírodních zdrojů, které ve většině zemí světa nezměněným tempem pokračuje, by mohlo být převedeno na o několik řádů vyšší kvalitativní úroveň prostou překvalifikací přírodních zdrojů na aktiva3.
V účetnictví by se tudíž přírodní zdroje (snad vyjma těch, které mají charakter čistých veřejných statků) projevily jako aktiva.
Jakkoli je tato konstrukce hypotetická, jako jedna z mála by odpovídala neoklasické vizi tržního hospodářství. Současné
velmi nedokonalé tržní systémy totiž v podstatě vznikají až na úrovni služeb a statků vyprodukovaných na základě neustále
přitékajících „neúčtovaných“ přírodních zdrojů.
1
2
3
Také pojem ekonomie by měl být představován především jako „nauka o správném hospodaření
Názvosloví vychází z vědní disciplíny Teorie her
Viz např. Schumacher, E. F.: Malé je milé, Doplněk Brno, 2000
113
Příčina třetí: Přitažlivost kapitálu
Energetické firmy, stejně jako velké hutní, strojírenské, vodohospodářské a další firmy byly zakládány často s podporou
státu, a to jak z důvodů strategických, tak i z důvodu „přirozeného“ provázání nejsilnějších průmyslových odvětví s politikou. Po dobu více než sto let si tyto firmy, původně i veřejné podniky, budovaly vztahy se státem natolik silně, že jej dnes
v mnoha směrech ovládají. Tato skutečnost je nanejvýše podpořena tím, že tok přírodních zdrojů generuje či pomáhá generovat prakticky veškerý další kapitál, včetně spekulativního. Spolu s nepřijatelným způsobem nakládání s přírodními zdroji
jsou tak podstatně omezeny aktivity v oblasti nakládání s energií i materiálem v souladu s principy udržitelného rozvoje.
Příčina čtvrtá: Veřejná podpora
S předchozí příčinou souvisí bezprostředně i převážné směrování budoucího vývoje – vůdčí síly ve společnosti nejsou
ochotny masivně podporovat něco, co by mohlo přímo ohrozit jejich zisky v krátkém či středním období. Vývoj k šetrnému
zacházení se Zemí se tak dostává do stále většího skluzu za negativními projevy vyvolanými „dobýváním“ kapitálu na bázi
neobnovitelných přírodních zdrojů. Tomuto trendu podléhá i naprostá většina vědeckého úsilí. Věda, třebaže mnohdy nikoli
přímo, slouží (je manipulována…) převládajícím trendům a sama tyto trendy vytváří (… a následně sama manipuluje).
Jako ilustraci převažujícího mínění o vhodnosti směrování dalšího vývoje energetiky lze uvést přehled podpor, které byly
z veřejných prostředků věnovány na vědu a výzkum. Následující tabulka ukazuje celkovou výši prostředků vydaných na programy výzkumu a vývoje v oblasti energetiky v rámci zemí sdružených v Mezinárodní energetické agentuře (IEA) v průběhu
let 1983–1997.
Tabulka 1: Prostředky na VaV v zemích IEA (1983–1997)
Struktura vynaložení veřejných prostředků
Výdaje v mil. USD
Konvenční jaderná energie, vč. rychlých reaktorů
64 420
Fosilní energie
18 950
Jaderná fúze
16 670
Obnovitelné zdroje energie
10 490
Energetické úspory
11 030
Na podporu obnovitelných zdrojů energie a úsporných opatření bylo vynaloženo pětkrát méně veřejných prostředků,
než kolik jich směřovalo do „klasické” energetiky, přičemž vzájemný poměr se postupem času poněkud vylepšoval ve prospěch úspor a obnovitelných zdrojů.
Příčina pátá: Diskontování budoucnosti
Standardní ekonomické posuzování investic spočívá v porovnání jejich současné hodnoty a vychází z předpokladu, že budoucí hodnota příjmů (peněz) je v současnosti nižší a je vyjádřena diskontem této hodnoty. Lze dokázat, že v případě přírodních zdrojů (statků) se jedná o (vědomé) ekonomické „znevažování“ jejich budoucí hodnoty, neboť toto čistě finanční
ocenění není podloženo skutečným snížením jejich hodnoty. Ta zůstává v případě trvání existence daného statku stejná,
v případě těžených neobnovitelných zdrojů dokonce roste (viz také dále – závěrná technologie).
Tzv. společenská míra časové preference odráží společenské mínění o tom, že budoucí společnost bude bohatší než
ta současná, a jednotkový přírůstek jejího bohatství tak bude mít menší hodnotu. Takovéto subjektivní vyjádření preferencí
však neodpovídá ani předpokladu generační spravedlnosti – tím, že se zásadní rozhodnutí a řešení zásadních problémů
neustále odkládají, vznikají velká generační pnutí a narůstají s tím spojené náklady – náklady na zavedení konkrétního programu nebo politiky, daňové reformy, náklady na odstranění škod, tj. v souhrnu rostou transakční náklady.
O záležitostech s dlouhodobým působením rozhoduje převážně generace, která jejich dopady již nepocítí vůbec, nebo jen
velmi málo. Ekonomické dopady jsou vědomě přenášeny do budoucna a na ty části společnosti, které se nedokáží účinně
bránit – daňové poplatníky středního stavu, malé a střední firmy.
Příčina šestá: Deformované po(d)vědomí
Z předcházejících příčin vyplývá skutečnost, že jsme v průběhu života neustále vystaveni informačnímu tlaku, na jehož
základě přejímáme schémata chování. Spotřeba energie je jedním z nejsilnějších schémat chování, ať je to v podobě elektrické či tepelné energie, nebo pro pohon automobilu apod.
114
Výchova k obecně šetrnému přístupu k využívání přírodních zdrojů, stejně jako výchova ke skromnosti a pokoře (např. před
přírodními zákony) je chápána jako něco nepatřičného, neboť v začarovaném kruhu současného pojetí ekonomického
chování (založeného na začarovaném kruhu sobeckého zájmu, motivace okamžitým ziskem a nezbytností ekonomického
růstu) dle předsevzetí mnohých brání prosperitě jednotlivce i společnosti. Nebezpečí lze však spatřovat i v nezájmu a pohodlnosti a konečně také v lehkosti, s jakou jsme ochotni podléhat iracionálnímu uvažování a přijímat jednoduchá, pohodlná
a v pravdě řečeno líbivá řešení.
Příčina sedmá: Růst entropie – podcenění přírodních zákonů
Zatímco kritický růst entropie v uzavřeném systému (Země) je přímým důsledkem lidské činnosti, jeho podcenění je příčinou dalšího nárůstu entropie. V podstatě se tak jedná o kladnou zpětnou vazbu. Jestliže na jedné straně vzrůstá zájem
o zlepšování bezprostředního životního prostředí (úměrně jeho předchozí devastaci), otázky spojené se stabilitou globálního ekosystému jsou diskutovány velmi rozpačitě, výjimkou snad může být „problém ozónové díry“, kdy byl v relativně krátké
době shromážděn dostatek důkazů pro odhalení „viníka“, reálný a velmi zákeřný problém zde však zůstal na desítky let.
Růst entropie je (dle druhého termodynamického zákona) přirozeným doprovodným jevem všech termodynamických procesů a prakticky znamená neustálé vytváření termodynamické rovnováhy a zároveň postupnou degradaci energie a hmoty.
Jakýkoli způsob výroby energie na Zemi způsobuje větší či menší nárůst entropie oproti stavu, kdybychom energii nevyráběli vůbec.
Tento fakt je nutno považovat za základ celého problému. Řídnutí ozónové vrstvy, zvýšený skleníkový efekt, půdní eroze,
úbytek zásob pitné vody – tyto a další jevy je možné považovat pouze za konkrétní projevy nárůstu entropie v globálním
ekosystému. Pokud bychom využívali pouze sluneční energii (v jejích mnoha podobách), pak bychom se většině (nejen)
environmentálních problémů zcela jistě vyhnuli – ovšem s ohledem na setrvačnost již nastartovaných nepříznivých jevů. Vysvětlení je poměrně jednoduché; entropie spojená s výrobou sluneční energie narůstá na Slunci a tak tomu bude nejspíše
ještě 4–7 miliard let.
Strategie udržitelného rozvoje4 energetiky
Teprve s uvážením všech výše uvedených skutečností je možné přistoupit k porovnání „klasických“ a obnovitelných zdrojů energie. Pokud vyjdeme z předpokladu neustálého nárůstu spotřeby a tudíž i výroby energie, nemá prakticky význam
hovořit o udržitelném rozvoji a obnovitelné zdroje energie v tomto případě zůstanou kdesi na okraji zájmu jako doplňkový,
případně záložní strategický zdroj.
Pokud ovšem přijmeme princip udržitelného rozvoje za jedinou možnou strategii existence, pak je nezbytné hledat způsoby
a cesty k postupnému snižování energetické náročnosti a plynulému nárůstu využití obnovitelných zdrojů.
Pokud bychom docílili poklesu celkové energetické náročnosti o 1,5 % ročně a současně k nárůstu podílu OZE o 0,75 %
ročně ve vztahu k vývoji spotřeby primárních energetických zdrojů, pak by při udržení trendu (této strategie) za 50 let činil
podíl neobnovitelných zdrojů na celkové spotřebě primárních zdrojů energie méně než 40 % současné potřeby.
Strategie snižování energetické náročnosti (a absolutní spotřeby) a zvyšování podílu OZE jsou vzájemně se doplňující a neodlučitelné.
1. 2.
Veřejná podpora
V oficiálních dokumentech Evropské unie můžeme opakovaně nalézt tezi, že za nejlepší ekonomické řešení současných
i budoucích environmentálních problémů je obecně považováno zahrnutí externích nákladů do cen energie – tzv. internalizace externalit. Tento problém by pak téměř bezezbytku měla řešit ekologická (energetická) daňová reforma. S ohledem
na složitost vyjednávání a vlivů různých skupin je vždy zároveň konstatováno, že druhým nejlepším řešením jsou systémy
přímé podpory – dotace, nízkoúročené půjčky a ostatní podpory5, vč. garantovaných výkupních cen a dalších nástrojů.
Veřejná podpora je však vždy dvousečnou zbraní a může být zároveň jednou z příčin neudržitelného rozvoje. Při bližším
pohledu je možné uvést pro ilustraci příklad neefektivního vynaložení veřejných prostředků v případě podpory náhrady lokálních topenišť v rámci boje proti znečišťování ovzduší. Tento neúspěšný projekt je však možné vyhodnotit teprve nyní ex
post, neboť v době vzniku nebyla dána pravidla hry, tj. dlouhodobá koncepce či další jednoznačná kritéria, ale zadání bylo
do značné míry politické.
V průběhu uplynulých let bylo pod záminkou ochrany ovzduší vynaloženo přes 12 miliard korun na náhradu kotlů na tuhá
paliva za přímotopy a nepřímo za kotle na zemní plyn. Nikdo, bohužel, nebyl ochoten financovat studii, která by zhodnotila
efektivnost těchto prostředků, ale z dílčích studií a statistik lze odvodit velmi tristní závěry – z velké části byly prostředky
vynaloženy neefektivně. I v případě, že by skutečně všichni zůstali u vytápění přímotopy a všichni, kdo byli z veřejných prostředků připojeni k zemnímu plynu, jím také vytápěli, nejedná se v žádném případě o systémový přístup.
Udržitelný rozvoj resp. trvale udržitelný rozvoj má několik uznávaných definic. V Zákonu č. 17/1992 Sb. o životním prostředí je definován
následovně: „Trvale udržitelný rozvoj společnosti je takový rozvoj, který současným i budoucím generacím zachovává možnost uspokojovat
jejich základní životní potřeby a přitom nesnižuje rozmanitost přírody a zachovává funkce ekosystémů.“
5
Nejsou-li v rozporu se směrnicí o veřejné pomoci
4
115
Zodpovědný stát, který se hlásí k principům udržitelného rozvoje, by se měl totiž zachovat zcela jinak, a to tak, jak vyplývá
z objektivního hodnocení opatření. V prvé řadě by měly být vyčerpány veškeré možnosti na poskytnutí podpor do energeticky úsporných opatření – výměna oken, tepelná ochrana budov formou nevratné dotace, bezúročné půjčky apod. Teprve
v druhé fázi a částečně souběžně má nastoupit podpora „provozně“ neškodným opatřením využívání sluneční energie,
biomasy a dalších obnovitelných zdrojů.
Jako příklad jiného přístupu k formulaci veřejných podpor je možné uvést přípravu dlouhodobého programu na podporu využívání bioplynu, který byl v letech 2001–02 zpracováván pro ministerstvo životního prostředí a ministerstvo zemědělství.
Příklad komplexního hodnocení
Tabulka 2 představuje shrnutí některých podstatných společenských nákladů, resp. společenského užitku využívání bioplynu, které lze alespoň částečně kvantifikovat (zde se jedná o hrubé odhady). Údaje jsou vztaženy na 1 PJ energie vyrobené
z bioplynu6. Pro přepočet na Kč jsou použity tyto údaje: VaV ve výši 5–10 % HDP (vztaženo k roku 2001); náklady na jedno
pracovní místo ve výši 300–600 tis. Kč; 1100–1700 pracovních míst na 1 PJ. Jedná se o jeden z možných přístupů ke zjišťování celkového efektu podpory, provedení podrobnější cost-benefit analýzy by výsledky uvedeného odhadu zpřesnilo.
Tabulka 2: Příklad kvantifikace některých efektů využívání bioplynu
Druh efektu
náklady (-)/prospěšnost (+) (mil. Kč)
nižší odhad
vyšší odhad
zaměstnanost
+ 330
+ 600
bilance zahraničního obchodu
+ 150
+ 180
odstraněné emise skleníkových plynů
+ 40*
+ 80*
odstraněné (omezené) externality
+ 60*
+ 120*
potřeba státní podpory7
– 540
– 880
celková bilance
– 20
+ 20
* efekty do značné míry duplicitní – nutno započíst jen jednou, případně zvolit podrobnější metodiku
Správně nastavená státní podpora by měla zhruba pokrývat společenské užitky plynoucí z naplnění předmětu podpory.
V případě, že je třeba nějaký proces nastartovat, může být podpora i o něco vyšší (pozitivní motivace). Tabulka 2 obsahuje
pouze hlavní, uznávanými metodami kvantifikovatelné efekty a je orientační.
Vzájemné porovnání klasických zdrojů a jejich alternativ
Jednou z metod (viz kapitola Extrenality) vzájemného porovnání několika variant řešení je multikriteriální hodnocení. Tato
metoda, spolu s cost-benefit analýzou a dalšími, doposud méně užívanými metodami8 se dostává stále silněji do popředí.
Pro komplexní posouzení v případě rozhodování v souladu s principy udržitelného rozvoje by již v současnosti měla být
standardním nástrojem nejen pro strategická rozhodnutí. Jako každá metoda, má i tato své přednosti a nevýhody. Předností je zcela nepochybně možnost postihnutí všech základních hledisek – ekonomického, sociálního i environmentálního.
Nevýhodou je, že metoda je i při dokonalém zpracování více subjektivní a velmi záleží na nastavení vah jednotlivých kritérií.
Následující dvě tabulky ukazují na velmi jednoduchém příkladu – investora, který se rozhoduje o strategii volby druhu paliva
pro svůj budoucí záměr – změnu pořadí preference tří druhů energetického zdroje při změně váhy kritéria, resp. při přenesení 10 procentních bodů váhy kritéria ekonomické (tržní) ceny paliva na kritérium environmentální (zde představené
emisemi CO 2).
V provedené analýze se jednalo o produkci bioplynu ze zemědělských odpadů, obdobné šetření lze provést i pro oblast výroby bioplynu
ze skládek, kalového plynu z čistíren odpadních vod apod.
7
V této položce je zahrnuta přímá podpora formou dotace, nepřímá podpora formou měkkých půjček a nepřímá podpora formou garantovaných výkupních cen.
8
Méně užívané zejména z důvodu, že jejich použití je relativně náročné na data a zpracování, zatímco energetické odvětví nebylo dlouho
ničím ohrožováno a nemuselo se tudíž detailně zaobírat strategickými koncepty a otázkami, jak šetřit „marginální“ množství energie, lidských zdrojů a finančních prostředků. Také vysoké nároky na týmovou práci a nutnost dosažení koncensu jsou významnými překážkami
uplatnění těchto metod.
6
116
Tabulka 3a: Multikriteriální hodnocení I
Kritérium
Váha
kritéria (%)
Uhlí
Zemní
plyn
Biomasa
ekonomická cena (Kč/GJ)
30
1
2
3
enviromentální (emise CO2)
20
4
2
1
logistika (doprava, manipulace, skladování, flexibilita,
bezpečnost)
20
3
3
3
regionální přínos (přínos blahobytu regionu, resp. státu)
20
3
3
2
rizika budoucího vývoje
10
3
4
2
vážený průměr – celkové hodnocení
100
2,6
2,6
2,3
Kritérium
Váha
kritéria (%)
Uhlí
Zemní
plyn
Biomasa
ekonomická cena (Kč/GJ)
20
1
2
3
enviromentální (emise CO2)
30
4
2
1
logistika (doprava, manipulace, skladování, flexibilita,
bezpečnost)
20
3
3
3
regionální přínos (přínos blahobytu regionu, resp. státu)
20
3
3
2
rizika budoucího vývoje
10
3
4
2
vážený průměr – celkové hodnocení
100
2,9
2,6
2,1
Tabulka 3b: Multikriteriální hodnocení II
Hodnocení je provedeno ve stupnici od 1 do 4, přičemž 1 je hodnocení nejlépe, 4 nejhůře. V prvním případě je nejlepší
alternativou vytápění biomasou a zemní plyn je vyhodnocen na stejné úrovni s uhlím. Ve druhém případě, kdy je větší váha
dána kritériu emisí skleníkových plynů, absolutní hodnocení zemního plynu se nezmění, ale dojde ke zřetelnému oddělení
všech tří variant. Tento příklad je pouze ilustrativní, nicméně ukazuje možný posun, ke kterému může investor dojít po zvážení všech okolností, včetně budoucího obchodování s emisemi skleníkových plynů, daní uvalenou na primární neobnovitelné
zdroje energie apod.
Jednou z metod je i metodika objektivizovaného ekonomického hodnocení, která do značné míry odstraňuje znevýhodnění
energetických úspor a obnovitelných zdrojů energie. Ke znevýhodnění dochází obvykle tehdy, pokud se orgány státní správy a samosprávy ztotožňují pouze s ekonomickým pohledem investora a nezahrnují do ekonomického chování vliv externalit
a dopadů na obchodní bilanci spravovaných regionů a na zaměstnanost.
Tyto uvedené způsoby hodnocení by měly být použity zásadně vždy, kdy je investorem, či rozhodující autoritou subjekt
veřejné správy. Soukromý subjekt má vždy možnost výběru, do jaké míry se zachová mravně, jakou má možnost zlepšit
svou image a nepoškodit přitom zásadním způsobem své obchodní zájmy.
Externality
Externí náklad, neboli externalita může být definována jako náklad v případě, když někdo nenese sám plné náklady své
činnosti, nýbrž část těchto nákladů (často obtížně vyčíslitelných) vzniká jinému subjektu. Toto je nejčastější případ, který
charakterizuje tzv. negativní externality. Opačný případ je také možný, pokud subjekt nezískává úplné výnosy své činnosti
a tyto výhody plynou jinému subjektu, aniž by za ně platil (pozitivní externalita). Podstatnou charakteristikou externalit bývá,
že se jedná o náklady činností a jevů, které neprocházejí trhem. V současnosti je však stále intenzivněji vyvíjena snaha
o tzv. internalizaci externalit, tj. jejich zahrnutí do standardních tržních operací. Dalším příkladem může být obchodování
s emisemi, ekologická daňová reforma a další mechanismy, které jsou na vyčíslení externích nákladů do značné míry založeny.
Přístupů k vyčíslení externích nákladů, zejména pokud jde o energetiku a částečně i dopravu, kde jsou tyto negativní dopady zřejmě nejvyšší, je několik, od těch nejjednodušších až po složité modely zahrnující globální dopady.
Negativní externí náklady (dopady) spojené s výrobou a užitím energie, resp. dopravou, případně odpadovým hospodářstvím, je možné vymezit pomocí následujících kategorií:
• dopady na zdraví (nemocnost, úmrtnost);
• dopady na budovy a materiály;
• dopady na zemědelskou produkci a lesní ekosystémy;
• negativní dopady spojené s hlukem, viditelností, rekreací;
• dopady na globální oteplování, acidifikace;
• zajištění dodávek.
117
Dalšími neméně závažnými oblastmi dopadu jsou primární dopady související s přírodními ekosystémy a ztrátou biodiverzity a dopady znečištění v oblasti vod a půdy. Následující tabulka ukazuje porovnání ceny elektřiny vyrobené z uhlí bez
a se započtením externalit a náklady výroby elektřiny z biomasy (se započtením externích nákladů). Ať již byla použita jakkoli hloubková metodika, je zjevné, že cena energie z OZE se při započtení externích nákladů stává konkurenceschopnou
s energií z klasických zdrojů. Uvedené srovnání se týká nově budovaných zdrojů v rámci zemí Evropské unie. Pro přepočet
byl použit kurz 1 EURO = 30 Kč.
Tabulka 4: Porovnání ceny energie z uhlí a z biomasy bez a se započtením externalit (Zdroj Evropská komise)
Druh zdroje energie
Cena energie (Kč/kWhe)
uhlí bez externalit
1,18
uhlí včetně externalit
2,82
skládkový plyn
1,51
geotermální energie
1,87
biomasa zbytková
2,50
energie větru
2,60
hydro
2,80
bioplyn
3,20
biomasa (energ. rostliny)
3,60
Následující obrázek názorně představuje vyhodnocení externích dopadů využívání dvou druhů paliva (zemní plyn a dřevěné
pelety) u pěti parametrů, které jsou relativně dobře kvantifikovatelné, ovšem běžně se takto nevyhodnocují. Graf je konstruován pro referenční oblast zásobování se spotřebou 60 TJ tepla ročně. Uvedené hodnoty jsou v tisících Kč a zahrnují vyčíslení dopadů na zaměstnanost (129 pracovníků) spojenou s výrobou kotlů a dodávkou paliva, vyčíslení dopadů na životní
prostředí (emise) a saldo obchodní bilance. V souhrnném hodnocení jsou započteny pouze dlouhodobé parametry, tj. není
uvažován časově odlišný (krátkodobý) dopad výroby kotlů. Rozdíl externích nákladů mezi dřevěnými peletami tuzemské
výroby a dováženým zemním plynem vyčíslený touto metodou tak celkem dlouhodobě činí 16,43 mil. Kč ročně. Výpočet
je proveden pomocí lineárního modelu GEMIS, který zohledňuje většinu základních procesů od těžby a zpracování surovin
a výroby a spotřeby produkce v celém životním cyklu.
Názorné porovnání vybraných externích nákladů (v tisících Kč) dvou typů zdrojů (obr. 1, zdroj společnost Cityplan, 2002)
25000
5348
775
-10000
-15000
dodávka paliva
-5000
negativní
0
Souhrn
obchodní bilance
5000
znečištění ovzduší
pozitivní
10000
14506
výroba kotlů
15000
emise skleníkových plynů
21480
20000
Souhrnné hodnocení
pelety
0
-426
zemní plyn
2478
-904
-1808
-4369
-9931
Pelety
Zemní plyn
-13951
Takto pojatý přístup je sice zjednodušený, ale průkazný a názorný. Složitější a dnes v podstatě nejuznávanější metodou
je metoda ExternE. Jedná se o nejvíce komplexní metodu pro posouzení externích dopadů a příslušných nákladů vyplý%00
vajících z výroby a užití energie jak v sektoru energetiky, tak dopravy.
ExternE byl vyvíjen v rámci celé řady výzkumných
projektů již od začátku 90. let. ExternE aplikuje přístup „dráhy působení“ (Impact Pathway Approach).
%00 Komise. Výzkumné aktivity by měly dále pokračovat
Výsledky ExternE jsou také součástí oficiálních publikací Evropské
zejména na bázi integrovaného projektu podaného v rámci 6. Rámcového programu, který by měl být zaměřen na zpřesnění odhadu dopadů, prohloubení analýzy přenosu, disperze a chemické transformace polutantů v atmosféře a analýzy
technologií užitím metody hodnocení životního cyklu (LCA), zpřesnění dopadů znečištění na zdraví včetně analýzy mortality
a morbidity, zahrnutí posouzení biodiverzity a dopadů na změnu užívání krajiny a na globální oteplování.
118
1. 3.
Ekonomické předurčení technologického rozvoje
O tom, že pro ekonomický rozvoj jakékoli oblasti je nezbytná technická a technologická proveditelnost a opakovatelnost,
nemůže být pochyb. Využívání obnovitelných zdrojů energie je v mnoha ohledech technologicky opakovatelné, existují však
mnohé jiné, netechnické bariéry rozvoje (a těch je zřejmě většina), které jsou překonávány velmi pomalu (viz dále).
Závěrná technologie
Závěrná technologie 9 – termín se v současnosti stále používá spíše v souvislosti s využíváním zdrojů neobnovitelných, přece
však nalezneme jeho velmi úzkou vazbu na využití zdrojů obnovitelných. Pro využívání neobnovitelných přírodních zdrojů
je typické, že nejprve jsou ve většině případů těžena ložiska s nižšími náklady (Dvořák 1995, Pierce, Turner 1990). V okamžiku, kdy je toto ložisko vyčerpáno, je zahájena těžba ložiska s vyššími náklady. Je zřejmé, že jak cena omezeného zdroje
roste, objevují se také substituty tohoto zdroje. Závěrná technologie je právě případem „zdroje“ s vysokými produkčními
náklady, který se ekonomicky neprosadí dříve, než v okamžiku, kdy jej dostihnou náklady na těžbu konvenčního zdroje.
Závěrná technologie zároveň předpokládá, že zásoba zdroje, který využívá, je prakticky neomezená – sama technologie se
tak stává zdrojem. Existuje tudíž důvod považovat technologie pro využívání obnovitelných zdrojů za „závěrné“ technologie.
Lze vyvodit, že přechod na závěrnou technologii je možný prakticky v jakémkoli okamžiku, záleží pouze na ekonomickém
porovnání dostupných alternativ. Nejprve si musíme uvědomit jaká je cena skutečná, cena konkurenčních technologií a
cena „transakce“ přechodu z konvenčních zdrojů na uvažovanou (žádoucí) závěrnou technologii.
Vzhledem k životnosti investic do využívání konvenčních neobnovitelných zdrojů je prakticky nemožné konkurovat těmto
zdrojům technologií využívající obnovitelné zdroje v okamžiku, kdy pracují na „zlatém konci“ 10 svého životního cyklu. Možností, jak urychlit postup k efektivnějšímu využití přírodních zdrojů bez větších negativních externalit, je několik a měly by
být využity synergicky. Předně je to důsledné uplatnění ekologické daňové reformy (EDR), které by mělo omezit čerpání
neobnovitelných zdrojů s vysokými negativními externalitami. Dále je možné hovořit o cílevědomé podpoře vývoje nových
šetrných technologií.
Ekonomický prostor pro využívání obnovitelných zdrojů energie
Bez jakékoli podpory je ekonomický prostor pro obnovitelné zdroje energie (OZE) dán čistě jejich schopností konkurovat
běžným konvenčním technologiím. Jedná se zejména o:
• ostrovní provoz – v místech vzdálených od síťové energie
• výrobu pro vlastní potřebu
• komerční využití tam, kde jsou splněna ekonomická kritéria (viz dále)
S vyšší mírou decentralizace, se vzrůstající cenou energie z klasických zdrojů a se stagnujícími či jen pozvolna rostoucími
náklady na pořízení technologií využívajících obnovitelné zdroje energie lze očekávat v určitém čase (u různých druhů energie různě vzdáleném) postupné vyrovnání nákladů. Tuto hypotézu ilustruje následující obrázek 2:
výrobní náklady energie
Ekonomický prostor OZE
OZE
klasické zdroje
stupeň decentralizace/čas
V originále „backstop technology“ nemá jednoznačný český ekvivalent, výraz je obtížně přeložitelný – závěrná, nebo konečná technologie může být jednoduchým ekvivalentem.
10
Zlatým koncem se rozumí období po amortizaci investic, kdy energetické zařízení často bezporuchově ještě po dlouhou dobu vyrábí
energii s nízkými náklady. Tento stav přímo vybízí k využití takto vytvářených reprodukčních prostředků k investicím do „budoucích“ energetických zařízení využívajících obnovitelné zdroje energie.
9
119
Celý proces vyrovnávání nákladů na výrobu energie závisí na mnoha dalších faktorech. Jedním z klíčových faktorů je obecně potenciál daného druhu obnovitelné energie. S nárůstem běžné ceny energie je více využíván potenciál OZE. Avšak s postupným vyčerpáváním tohoto využitelného potenciálu – nejen přírodního potenciálu, ale především potenciálu technologického – se snižuje rychlost využívání tohoto potenciálu, neboť narůstají celkové výrobní náklady technologií OZE. Následující
graf tuto závislost ukazuje názorně. Exaktně se pro tento účel konstruují tzv. nákladové křivky (viz dále), které charakterizují
závislost nákladů na technologie v závislosti na míře využití zdrojů a jejich obdoba, nabídkové křivky, které charakterizují
tutéž skutečnost pro zdrojovou část – zde zejména v případě biomasy.
V případě integrace decentralizovaných zdrojů OZE do centralizovaných klasických systémů může být využití jejich potenciálu rovněž limitováno možností této integrace, a to jak z technického, tak i ekonomického hlediska. Týká se to především
těch zdrojů elektrické energie, u nichž je provoz výrazně závislý na vnějších podmínkách, které nelze ovlivnit (větrná energie,
sluneční energie, zčásti vodní energie). U těchto zdrojů OZE je proto třeba uvažovat o způsobu jejich nasazení v souladu
s potřebami systému zásobování energií a z toho vyplývajícími požadavky na záložní výkony, případně na akumulaci energie. Vzhledem k tomu, že jde o velmi složitou problematiku, není možno se jí zde hlouběji zabývat. Z ekonomického pohledu je však již zohledněna například v Cenovém rozhodnutí Energetického regulačního úřadu 11.
11
120
Cenové rozhodnutí ERÚ č. 1/2003 ze dne 28. listopadu 2002, kterým se stanovují ceny elektřiny a souvisejících služeb.
2. Problematika záměrů výstavby zdrojů OZE dle druhu energie
Stále žijeme ve světě, který nás téměř veškeré aktivity nutí přepočítávat na peníze. Ekonomické hodnocení je tudíž nezbytnou součástí rozhodování o věcech našeho každodenního života. Přesto si můžeme pro lepší orientaci rozlišit činnosti
podle toho, za jakým účelem je provádíme:
1. především záliba, volný čas,
2. především dlouhodobá investice, ale i životní cíl, smysl života,
3. především podnikání, zaměstnání.
Pokud děláme něco jako svou zálibu, vlastní realizaci ve svém volném čase, pak obvykle danou činnost hodnotíme dle kritéria celkové výše finančních prostředků, které jsme na tuto činnost ochotni věnovat. Pokud se majitel vhodného pozemku
rozhodne postavit malou větrnou elektrárnu především z tohoto důvodu, nebude uvažovat o době návratnosti, míře zisku
a dalších ekonomických parametrech. Vyrobenou energii pravděpodobně použije pouze pro vlastní potřebu a ekonomicky
bude hodnotit pouze, zda velikost provozních, resp. celkových nákladů příliš nepřesahuje jeho možnosti.
Druhá možnost je zřejmě v případě obnovitelných zdrojů klíčovou v období, kdy jejich trhy nejsou ještě rozvinuté a stabilizované. Tento bod je velmi dobře vysvětlitelný v případě malé vodní elektrárny, která svému majiteli nese určitý zisk po velmi
dlouhou dobu – s opravami a kvalitní údržbou je možné provozovat MVE i 100 let. Ten, kdo se rozhodne na dobré lokalitě
postavit větrnou elektrárnu menšího výkonu zase může za několik let investovat do výměny stroje za podstatně výkonnější
a výrazně tak zhodnotit svou původní úvahu. Ve skutečnosti by však využívání obnovitelných zdrojů mělo být chápáno jako
přechod k udržitelnému způsobu života, kde otázka diskontování, velikosti vnitřního výnosového procenta atd. hrají pouze
méně podstatnou roli.
Přístup k využívání obnovitelných zdrojů jako k čistě komerční záležitosti je přirozený a nakonec je i jedním z hlavních motorů rozvoje tohoto odvětví. Řešení se chápou nejen lidé nějakým způsobem spjatí s problematikou, ale především obchodníci a odvětví tak budují na tradičních ziskových principech. V tomto případě hrají podstatnou roli zejména ekonomické
parametry, za nimiž teprve na pozadí můžeme číst technický a lidský rozměr problému:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
a
Kapitálové/investiční náklady (CC, NI, IN)
Provozní náklady (OC, PN, NP)
Fixní, variabilní a celkové náklady (FC, VC, TC; FN, VN CN)
Mezní náklady – náklady na dodatečnou jednotku produkce (MC, MN)
Čistá současná hodnota (NPV)
Vnitřní výnosové procento (IRR)
Míra zisku, rentabilita (I, ROI)
Diskontní míra (DR, i, r)
Doba návratnosti (PBT, t, T)
Tok hotovosti – Cash flow (CF)
Diskontovaný tok hotovosti – diskontované CF (RCF)
další
3. Rozbor rizik určujících prvků rozvoje dle druhu zdroje
Jakkoli účelem každého zařízení využívajícího obnovitelný (primární) zdroj energie je jeho přeměna na energii elektrickou,
případně tepelnou, způsoby využití jednotlivých zdrojů jsou velmi rozdílné. Z toho také vyplývají rozdílné podmínky a překážky pro rozvoj toho kterého zdroje.
Rozhodující prvky přípravy projektu lze rozdělit například následovně
Z hlediska technického pohledu na:
Technické – volba technologie, způsob provedení, údržba, použité materiály...
Netechnické – administrativní zajištění, povolení, zajištění pozemku, …
Z hlediska prostorového vymezení:
Prvky charakterizující makro prostředí – veřejná správa, fiskální rok daně, veřejná podpora, legislativa,
Prvky charakterizující mikro prostředí – velikost firmy, zaměstnanci, obrat, technické normy,
Z hlediska časového:
Krátkodobé – obvykle do 2 let
Střednědobé – obvykle 2–10 let
Dlouhodobé – obvykle více než 10 let
Z hlediska působení:
Příznivé (žádoucí)
Nepříznivé (nežádoucí)
121
Rozhodující prvky při rozhodování a realizaci se také mohou prolínat, pokud použijeme jejich členění z obecného – věcného hlediska:
Ekonomické a podnikatelsko-obchodní – analýza ekonomického prostředí a parametrů projektu, vliv konkurence,
dodavatelské podmínky, logistika projektu, zajištění smluv…
Provozu a údržby – plánování provozních nákladů, minimalizace provozních nákladů a zásahů údržby již ve fázi projektu, systém údržby, zajištění servisu 24 hodin denně, …
Sociální – výběr spolupracovníků/zaměstnanců/partnerů, vztahy s okolím…
Institucionální – proces povolování a schvalování, EIA, podpora
Environmentální – vliv na životní prostředí v průběhu celého procesu, podstoupení (i dobrovolné) procesu EIA, ekologický audit, minimalizace dopadů a pozitivní ovlivnění ŽP po dobu provozování.
Pro každý jednotlivý druh zdroje existují specifické předpoklady a tudíž i specifické překážky a rizika rozvoje. Obecně jsou
tato specifika popsána v následující části. Každý projekt je však obvykle natolik individuální, že jeho realizace závisí na podrobně zpracované studii proveditelnosti a na zvážení všech myslitelných aspektů budoucího provozu, včetně tzv. kritické
varianty 12. Většina v úvahu připadajících rizik a předpokladů pro realizaci konkrétního projektu může mít, v případě, že se
daný předpoklad uplatní, resp. dané riziko aktivuje, významný dopad na ekonomiku provozu (více též v podkapitole Citlivostní analýza).
Obecně pro obnovitelné zdroje energie dodávající elektrickou energii do rozvodných soustav platí nutnost existence záložního výkonu. Pořadí rizikovosti dodávky energie z obnovitelných zdrojů, tj. nutnosti záložního zdroje v elektrizační soustavě
je zhruba následující:
1. Větrné elektrárny
2. Sluneční elektrárny
3. Bioplynové stanice
4. Elektrárny na biomasu
5. Malé vodní elektrárny průtočné
6. Geotermální elektrárny
Toto pořadí je orientační, přičemž je možné uvažovat o snižování významu tohoto rizika s vývojem do budoucnosti s ohledem na:
• technologický pokrok (technologie akumulace energie),
• decentralizace výroby elektrické energie,
• vzájemné zálohování různých technologií obnovitelných zdrojů.
Rizika můžeme dělit například na:
Přírodní vlivy
Zde se uplatní zejména proměnlivost přírodních podmínek – jak je vodný či větrný daný rok, extrémní výkyvy počasí13 apod.;
Technická rizika
Volba nevhodné technologie, poruchovost, nedodržení technologických postupů apod. Pro zjednodušení lze
do této kategorie zařadit též lidská selhání a poškození (nevhodným zacházením i vandalismem);
Ekonomická rizika
Nevhodně (optimisticky) nastavené parametry projektu, podcenění provozních nákladů;
Politická rizika
Do této kategorie lze zařadit veškerá rozhodnutí na vyšší úrovni, která mohou mít negativní dopad na provoz
technologií OZE – změna pravidel v poskytování podpory, změna daňových zákonů apod.
Následující tabulka podává stručný přehled o jednotlivých fázích přípravy projektu a jejich cílech. Pořadí jednotlivých fází
je do značné míry dáno tím, zda se jedná o věcnou, časovou nebo formální posloupnost.
Kritická varianta počítá se stavem, kdy je většina nebo dokonce všechny reálné parametry projektu na dolní hranici svých hodnot. Projekt
by však ani v tomto stavu neměl být ztrátový – ať již uvažujeme ztrátovost z podnikatelského nebo společenského hlediska.
13
Podstatnou součástí přírodních rizik jsou rizika plynoucí z globální klimatické změny. Počasí v našich podmínkách směřuje ke střídání
období suchého s obdobím s vyššími srážkami, mnohdy doprovázeného vichřicemi a přívalovými dešti, což pro mnohé technologie OZE
může představovat potenciální ohrožení. Pokud jde např. o využití sluneční energie, celkem pravidelně narůstá počet slunečných dní v roce
nad územím ČR, což by v budoucnu mohlo zlepšit – samozřejmě s ohledem na neměnnost zeměpisné polohy – též ekonomickou stránku
využívání tohoto nezastupitelného druhu energie.
12
122
14
15
Fáze projektu 14
Cíle
Prostředky
Záměr
Získání jasnější představy o všech podstatných aspektech případné realizace
projektu.
Základní studie, teze podnikatelského
záměru, brainstorming.
Analýza vnějšího prostředí
Posouzení projektu z hlediska konkurenceschopnosti v prostředí národního
hospodářství, resp. nejbližšího okolí.
SWOT analýza, SPACE analýza 15, průzkum trhu, konkurence apod.
Technická část projektu
Zpracování technické dokumentace
s kritériem maximální technické, technologické a ekonomické reálnosti (hospodárnosti) v celém životním cyklu.
Výkresová a technická dokumentace.
Logistika
Zpracování klíčového přechodu mezi
technickou a ekonomickou částí, stanovení hlavních parametrů provozních
nákladů a jejich rozpětí; částečně též: logistika realizace investiční části projektu.
Logistická studie, plán „kritické cesty“,
logistická mapa projektu.
Ekonomická část projektu
Vyhodnocení projektu z hlediska alespoň
minimální ekonomické reálnosti a zejména hospodárnosti v celém životním
cyklu.
Ekonomická rozvaha, studie proveditelnosti, propočet návratnosti, CF, podnikatelský záměr, apod.
Kontrola a revize
Posouzení projektu z dalších hledisek,
kontrola dřívějších parametrů a předpokladů; kontrola souladu se stávající
a předpokládanou budoucí legislativou
a normami.
Citlivostní analýza, analýza rizik provozování, energetický a ekologický audit.
Financování projektu
Zajištění financování projektu.
Posouzení možných zdrojů financování
projektu – vlastní zdroje, granty, úvěry
a výběr optimální varianty financování.
Zpracování požadovaných podkladů
pro financující instituce.
Realizace
Výstavba (rekonstrukce) a uvedení zařízení do provozu v souladu s veškerými
právními, technickými a bezpečnostními
předpisy.
Technická a výrobní dokumentace,
podpis smluv s dodavateli stavební a
technologické části, výstavba, stavební,
strojní a další specializovaná činnost,
uvedení do provozu, zkušební provoz.
Provoz a údržba
Bezporuchovost a plynulé provozování
(stálá, resp. předpovídatelná a regulovatelná výroba); minimalizace nákladů,
resp. optimalizace poměru provozních
nákladů, splacení vynaložených prostředků, případně dosažení zisku.
Správa zařízení profesionálním správcem; automatické řízení; optimalizace
potřeby údržby a oprav; provozní plán
a plán údržby a servisu, splácení úvěrů,
platba daní, mezd, odvodů, pojištění
apod.
Obměna zařízení
Obměna či výměna zařízení po dožití,
resp. skončení určitého (dílčího) životního cyklu zařízení.
Obměna důležité strojní či elektrické
(elektronické) součásti; celková záměna
původní technologie za novou.
Likvidace zařízení
Odstranění zařízení po skončení životnosti s minimálními dopady na životní
prostředí.
Recyklace celého či částí zařízení, bezpečná likvidace nerecyklovatelných součástí; plán odpadového hospodářství.
Fáze projektu nemusíme rozlišovat pouze z časového hlediska, ale často je vhodné rozlišit jednotlivé etapy řešení i z věcného pohledu.
SWOT a SPACE analýza patří mezi standardní nástroje vyhodnocování vnějšího a vnitřního podnikatelského prostředí.
123
Nejvýraznější riziko pro nově budované zdroje představuje garance výkupních cen elektrické energie. Málo ovlivnitelné riziko vyplývá ze skutečnosti, že potenciál využívání vodní energie v ČR je velmi omezený a s jeho vyčerpáváním bude každý
nový zdroj pravděpodobně čelit vyšším transakčním nákladům i větším rizikům. Zatímco volbu technologií a samotnou výstavbu zdroje lze v podmínkách ČR zvažovat s velmi nízkým rizikem, zejména jsou-li přizvány renomované firmy, převažovat
budou rizika politická a rizika přírodních vlivů. Následující přehled předkládá základní předpoklady a rizika, která mohou
významně ovlivnit ekonomickou stránku využívání vodní energie.
Předpoklady
Dostatečná dostupnost/vydatnost zdroje
Existence vodního díla (jezu, náhonu)
Nutnost budování nového jezu, náhonu apod.
Autorizace, povolení, EIA
Volba technologie, resp. optimální kombinace technologie a ostatních parametrů
Povolení ke vstupu a činnosti ve vodním toku
Povolení nakládání s vodami
Vlastnictví či dlouhodobý pronájem pozemku
Připojení výkonu
Zajištění výkupu energie
Zajištění servisu a pojištění
Hydrologický průzkum
Nenarušení hydrologického režimu – environmentálně
šetrný přístup
Rizika
Málo vodný rok
Nereálně nastavené parametry v projektu
Volba nevhodné technologie
Povodně, pravidelné přívalové vody
Poškození česel, soustrojí, regulace
Změna podmínek připojení a výkupu energie
Větrná energetika
Rizika rozvoje větrné energetiky se týkají až 25 % území ČR, kde se dle předpokladů toto odvětví může v budoucnu rozvíjet.
Převažovat budou zřejmě jako v předchozím případě rizika přírodních vlivů a rizika politická. V České republice je nutno
navrhovat a používat technologie vhodné pro provoz v podmínkách vnitrozemského státu. V počátcích novodobého rozvoje
větrné energetiky byly přebírány technologie jako víceméně nekorigované analogie existujících zahraničních (a do značné
míry zastarávajících) vzorů. S tím souvisí též podcenění vlivů vnitrozemského státu a vyskytujících se extrémních stavů
(námrazy, atmosférické výboje, nerovnoměrnost větru). Následuje souhrn předpokladů a rizik, které mohou výrazně ovlivnit
ekonomickou stránku využívání energie větru.
Předpoklady
Dostatečná průměrná rychlost větru – vytipování
lokality + minimálně roční měření větru
Autorizace, povolení
Vlastnictví či dlouhodobý pronájem dostatečně velkého pozemku
Zajištění přístupové komunikace, vč. zajištění možnosti příjezdu dostatečně velkého jeřábu pro
vztyčení/demontáž/opravu
Možnost připojení požadovaného výkonu do sítě
Příp. geologický průzkum – kotvení tubusu
Rizika
Nevhodně zvolená lokalita (chyba větrné mapy, chyba měření)
Volba nevhodné technologie
Nedostatečně větrný rok
Velmi proměnlivý/nerovnoměrný vítr
Častý nárazový vítr
Časté námrazy
Časté zásahy bleskem
Poruchy a poškození vlivem dalších faktorů, časté
odstávky
Solární energetika
Rizika stojící v cestě rozvoje solární energetiky jsou paradoxně velmi nízká. Základní riziko spočívá zejména v řádově vyšších nákladech výroby. To je způsobeno zejména řádově vyššími náklady výroby. Dále převládají zejména rizika politická
(technologie nebude dlouhodobě podporována, resp. nebude podporována ve výši a struktuře zajišťující stabilní rozvoj)
a v menší míře rizika technická (mechanické poškození, odcizení, disfunkce). Převládají tak zejména rizika politická – že
nebude technologie podporována a rizika technická – poškození, odcizení. Celková roční výroba i její rozložení je vcelku
dobře odhadnutelné, jistým rizikem tak zůstává rozložení výroby v jednotlivých dnech v roce. S rostoucím rozvojem využívání této technologie se očekává další výrazné snížení ceny energie, což by mělo pomoci ostatní rizika dále snižovat.
124
Předpoklady a rizika, která mohou významně ovlivnit ekonomickou stránku využívání sluneční energie, přináší následující
přehled.
Předpoklady
Autorizace, povolení
Vlastnictví či dlouhodobý pronájem
Možnost připojení požadovaného výkonu
Kvalitní zařízení, osvědčený typ elektronických komponent
Vhodné umístění – kvalitní architektonický návrh
Zajištění vhodného způsobu instalace
Zajištění financování
Případné odpočtení náhrady stavebních prvků či
estetické hodnoty zařízení
Rizika
Poruchy a poškození, časté odstávky
Nevhodné umístění zařízení
Disfunkce elektronických komponent
Krátká garance na elektronické komponenty
Mechanické poškození, krádež
Využití energie biomasy
Ke komerčnímu potenciálu je nutné přistupovat komplexně, protože je spojen se specifickým využitím. Důležité je určení
efektivní velikosti a umístění každého projektu (tj. spotřebu zdroje, paliva) a zároveň i velikost potřebného území pro zásobování palivem (logistika).
Aby mohla být provedena finanční analýza, musí být známy údaje o efektivitě přeměny energie (též v závislosti na vlastnostech paliva), faktoru zatížení, kapacity výroby, špičkového výkonu, průměrného výkonu, minimálního a maximálního množství paliva atd. V případě zapojení zdroje do centralizovaného zásobování teplem je nutné uvažovat o efektivní kapacitě
zdroje tepla, protože palivo není spalováno kontinuálně.
V případě biomasy jsou zřejmě na prvním místě mezi riziky přírodní vlivy. Vzhledem k masivnímu rozšíření využívání biomasy
a k diverzitě zdrojů biomasy však i tato rizika nebudou oproti současnému stavu výrazně narůstat. Dalšími výraznými riziky
jsou rizika technická, neboť na cestě od surové biomasy po konečnou výrobu elektrické energie stojí celý řetěz technologií
a relativně složitá logistika.
Dále jsou uvedeny předpoklady a rizika, která mohou významně ovlivnit ekonomickou stránku využívání energie biomasy.
Předpoklady
Autorizace, povolení, příp. EIA
Vlastnictví či dlouhodobý pronájem dostatečně velkého pozemku
Zajištění přístupové komunikace
Zajištění dostatečných skladovacích prostor, úpravy
paliva a zařízení pro dopravu a manipulaci s palivem
Detailní analýza zdrojů biomasy z hlediska jejich
kvalitativních i kvantitativních parametrů na celé
období ekonomické životnosti projektu
Dobře zpracovaná logistika – kritická cesta s vyřešením potenciálních výpadků – zajištění náhradní
dodávky paliva apod.
Podpis dlouhodobé dohody o dodávkách biomasy,
pokud je projekt závislý na konkrétním zdroji se
specifikací vývoje ceny
Možnost připojení požadovaného výkonu
Zajištění uložení popele – prodej hnojiva, ale též i
možnost uložení jako odpadu
Rizika
Poruchy a poškození, časté odstávky
Možnost selhání na rozsáhlé logistické cestě
Změna ceny paliva – nárůst v důsledku zvýšené
poptávky
Nedostatečné množství (pokles v dlouhém období)
Nedostatečná kvalita paliva
125
4. Ekonomické hodnocení
Stejně tak, jak je rozdílná většina ostatních parametrů, také investiční náklady jednotlivých technologií se významně liší. Pro
vzájemné objektivní porovnání tak nemůže být použito pouze kritérium investičních nákladů, ale vícekriteriálně posouzené
vlastnosti a okolnosti využití daného zdroje – potřeba energie na výrobu technologie a zátěž životního prostředí po dobu
životnosti technologie16 (šedá energie, svázané emise), zátěž životního prostředí způsobená provozem, provozní náklady,
potřeba a náročnost údržby a výměny součástí apod.
Jak již bylo uvedeno, při prosazování technologií využívajících obnovitelné zdroje energie je nutno čelit technickým parametrům – nízká hustota energie, potřeba inovací a průběžného zdokonalování, ekonomickým parametrům – vysoká investiční
náročnost, nižší úspory z rozsahu než u klasických zdrojů, nevýhodný poměr veřejné podpory ve prospěch obnovitelných
zdrojů a také sociálním parametrům, jakými jsou např. předsudky a nedůvěra. Zůstaneme-li u ekonomických parametrů,
je nutné zdůraznit, že klasická energetika za sebou má více než století rozvoje, jaderná o něco méně. Finanční prostředky
věnované během této doby tomuto odvětví nikdo nespočítá. Ten, kdo se nyní rozhoduje o investici do zdroje vyrábějícího
elektrickou energii na bázi obnovitelného zdroje tak čelí celému odvětví, jehož většina částí (zdrojů – elektráren) vyrábí
na konci svého životního cyklu, těží z prostředků vygenerovaných v odvětví za celá desetiletí a mající velký prostor v oblasti
úspor z rozsahu 17.
Prostým porovnáním investičních nákladů jednotlivých technologií tak stále zůstáváme v zajetí „starého“ pojetí ekonomiky.
Důležité však je, že cesty, jak z této pasti ven, jsou intenzivně hledány. Zelená kniha EU o bezpečnosti zásobování energií
například zcela jasně říká, že energetika příštích desetiletí musí být založena na principu, kdy staré zdroje a postupy jsou
zdrojem podpory nových přístupů, nových technologií a nové struktury energetiky.
4. 1.
Energetické plánování s nejnižšími náklady (least cost planning)
Celý následující odstavec je věnován metodě, kterou lze považovat za velmi účinnou a relativně snadno uplatnitelnou v praxi. Na rozdíl od jiných, spíše teoretických metod enviromentální ekonomie a praktických metod „centralistického“ plánování
energetiky, je metoda „plánování nejnižších nákladů“ více vázána na konkrétní marketingovou strategii konkrétní firmy,
kterou jí pomáhá vytvářet. Podstatou metody je formulace skutečných potřeb a požadavků zákazníků a jejich následné co
možná nejrychlejší, nejspolehlivější a nejlevnější uspokojení. Až potud se metoda neliší od běžné marketingové strategie.
Rozdíl je v přístupu, kdy je zapotřebí pro nižší spotřebitelské ceny snížit náklady a toho již není možno dosáhnout výrobou
dodatečné jednotky (energie). Celý tento proces je založen na tom, že jakmile je přírůstek efektivnosti (úspory) 18 levnější než
přírůstek nabídky (energie) 19, trh by se měl zcela zákonitě přiklonit na stranu efektivnosti.
Určité potíže může činit, spíše než ekonomická stránka věci, jistá setrvačnost trhu a nedůvěra k obchodovatelnému produktu, který zůstává vlastně „nevyroben“. Otázka, která následuje bezprostředně po uvedení „negawattů“ na trh, je, kdo tuto
efektivnost šetřící náklady zákazníkům prodá.
Největší zkušenosti se zaváděním efektivnosti do praxe mají ve Spojených státech amerických, a to zejména z důvodu obrovského potenciálu úspor energie vyplývajícího z neméně obrovského plýtvání přírodními zdroji. Teoreticky mohli být i zde
inovacím nakloněni malí podnikatelé, ale ti zpočátku příliš neporozuměli zákazníkům. Energetické podniky sice naopak
rozuměly svým zákazníkům, ale zpočátku neměly (jako ostatně nikde na světě) žádný zájem na zlepšování efektivnosti. Stály
však před volbou, zda se mají samy aktivně zabývat prodejem „negawattů“, nebo zda mají tento trh přenechat jiným subjektům, které by podle zákona měly oprávnění s „negawatty“ obchodovat. Jelikož tento nástup plánování omezujícího náklady
vychází ze snižování nákladů moderního podnikání, zcela zákonitě energetické podniky objevily a rozvinuly – z hlediska
nákladů – příznivější způsoby výroby a prodeje služeb spojených s elektrickou energií.
V USA tak od roku 1992 existuje federální zákon, který požaduje integrované plánování zdrojů ve všech federálních státech.
Oficiálně byl tento způsob pojmenován Integrated Resource Planning (integrované plánování zdrojů – IRP). Metoda IRP
je založena na komplexním posouzení efektivnosti investování, přitom investice do zdrojů energie i do úspor energie se
posuzují najednou a o investici rozhoduje výsledek ekonomické efektivnosti. Bohužel, s otevřením trhu s elektrickou energií
je prosazování metody IRP v USA velmi obtížná, neboť konkurence tlačí náklady dolů, což vedlo k omezení zájmu energetických společností dobrovolně investovat do oblasti úspor spotřeby energie.
V Evropě nebyl dosud návrh odpovídající směru IRP předložen, zejména kvůli častým výhradám uvnitř Evropské komise.
Přednost dostala pravidla liberalizace a otevírání evropského trhu s elektrickou energií. Obavy, že by IRP omezilo působení
trhu, jsou tragickým nedorozuměním, protože právě IRP se ve skutečnosti stará o to, aby v dosud velké míře vyloučený
Při používání termínu „životnost je nutné rozlišovat technickou životnost, po kterou výrobce garantuje normální provoz zařízení, účetní
životnost (dobu amortizace) a ekonomickou životnost, to jest dobu, po kterou zařízení může být (po případných opravách a úpravách)
používáno k původnímu účelu. Ekonomická životnost může být podstatně delší než životnost uváděná výrobcem. Způsob využití by však
měl být vždy skutečně hospodárný.
17
Úspory z rozsahu – jeden z největších paradoxů ekonomiky, který v podstatě říká, čím víc spotřebuji, tím konám hospodárněji. Vždyť do
této kategorie lze započítat i příklad, kdy malý odběratel zaplatí za tunu hnědého uhlí 1300 Kč, zatímco elektrárna může docílit ceny třeba
jen 400 Kč za tunu. Tento jev je však běžný v mnoha dalších odvětvích, nejenom energetice.
18
V případě energie také nazývaná „negawatt“.
19
Zdroje energie běžných jednotkách – kW, MW s výrobou energie v kWh, MWh…
16
126
účastník, jímž je právě efektivní využívání zdrojů, byl připuštěn k spravedlivým podmínkám trhu. Dodavatelům levného proudu by tím nicméně bylo bráněno, aby nastoupili s nízkými cenami, které deformují trh 20.
Jak tedy lze přestoupit na nový způsob hospodaření? Obvyklý postup cenového dozoru a regulace téměř nevyhnutelně vždy
motivoval k nepřetržitému vzrůstu produkce 21. Jestliže se energetickému podniku podařilo svým skutečným odbytem překročit odbyt předpovězený (plánovaný), vysloužil si zvýšený zisk. Naopak za program úspory energie byl potrestán ztrátou
zisku. Některé americké komise prolomily tento mechanismus – po vzoru komise kalifornské – již na počátku osmdesátých
let. Nenechaly energetické podniky vydělat více za překročení předběžného odbytu a vykázat ztrátu za odbyt nižší.
Mimoto daly těmto podnikům mimořádný zisk za úspěchy v úsporách – 15 % finančních úspor, dosažených pro zákazníky,
si mohly energetické podniky nechat jako dodatečný zisk. Po určité době se ukázalo, že kapitálové náklady, které jinak stlačovaly výsledek, začaly klesat, jakmile skončila výstavba nových elektráren. Mnoho původně plánovaných zdrojů nemuselo
být nikdy postaveno.
Avšak přesto, především díky politické snaze o udržení co nejnižších cen energie a tomu přizpůsobené regulaci trhu došlo
v roce 2000 k tzv. kalifornské energetické krizi, která znamenala obrovské ekonomické ztráty o otřásla důvěrou ve fungování trhu s energií a především ve schopnost regulačních úřadů předcházet krizím. Až do té doby byla cena 1 kWh elektřiny
v přepočtu za cca 1 Kč. V průběhu krize cena vzrostla o stovky procent.
Aby se prosadila pozitivní část kalifornských zkušeností s efektivností, musely se od začátku ještě systematičtěji pro funkční
soutěž mezi nabídkou energie a inteligentním využitím zapojit existující tržní síly. Zkušenost ukázala, že s pouhými informačními a propagačními opatřeními nelze mnoho získat. To je částečně dáno tím, že do efektivního využití energie musí
obyčejně investovat aktéři, kteří již dávno finančně nestačí energetickým koncernům. Majitelé domů chtějí, aby se jejich
finanční náklady zaplatily po několika letech, jinak úsporná opatření nepodstoupí.
Velké energetické koncerny mohou oproti tomu žít s trváním amortizace od patnácti do padesáti let. Tato situace v minulosti
neustále vedla k tomu, že efektivnost zůstávala na trhu poražena, i když by byla podstatně rentabilnější než výstavba nových
kapacit. Dobře připravené regulační schéma může učinit z kapitálově silných koncernů investory do efektivnosti. Ty pak
mohou za příznivých úvěrových podmínek nebo zcela bezúročně financovat svým zákazníkům nové vybavení a další služby
a opatření, což si mohou následně promítnout do cen svých služeb.
Jednou z metod, kterou se daří stále více uplatňovat v praxi, je tzv. financování třetí stanou, resp. metoda EPC22. Jakkoli
je tato metoda využívána zejména v oblasti úspor tepelné energie, není vyloučeno ani použití nějaké její modifikace v případě elektrické energie. Obdobným nástrojem financování dlouhodobých investic může být též standardní leasing.
4. 2.
Způsoby ekonomického hodnocení
Je-li projekt ve fázi, kdy je zřejmé, že mohou být splněny všechny technické předpoklady pro jeho případnou realizaci, je
nutné přistoupit k hodnocení ekonomickému. Ve všech případech je vhodné dodržovat základní obecný postup pro finanční analýzu a hodnocení ekonomické efektivnosti:
•
•
•
•
Stanovení celkových investičních nákladů
Určení způsobu financování a struktury zdrojů projektu
Bilance toku hotovosti během doby životnosti projektu (cash flow – CF)
Hodnocení ekonomické efektivnosti: cost-benefit analýza
Jelikož standardní součástí každého hodnocení by mělo být i hledání ekonomických souvislostí ekologických přístupů, je
v rámci cost-benefit analýzy interpretace sociálně ekologická. K obecným faktorům času a rizika tak přidáváme faktor, který
charakterizuje ekologický prospěch. Zatímco faktor rizika popisuje výlučně riziko ekonomické a nevypovídá tak o skutečném užitku investice, faktor ekologického rizika, jak bychom jej mohli nazvat, by popisoval prostřednictvím souboru ukazatelů sociální a ekologický efekt investice. Ovšem stejně tak, jako není ujednocen pohled na hodnocení ekonomického rizika,
tak i riziko ekologické zřejmě vyžaduje individuální přístup, např. na základě statistických metod. Posuzování ekologických
rizik však dosud není standardní součástí ekonomického posuzování projektů. Pouze u velkých projektů je ze zákona vyžadováno posouzení dopadů na životní prostředí.
Následuje popis standardizovaných metod pro ekonomické hodnocení, které je vždy možné vhodně doplnit o faktory zohledňující tzv. mimoekonomická kritéria.
Viz případ retail wheelingu – volného vyjednávání ceny pro konečného spotřebitele se všemi možnými dodavateli
Ve Velké Británii jako jediné zemi EU jsou energetické společnosti povinny realizovat opatření na úsporu energie u svých zákazníků.
Povinnost je dána požadavkem regulačního úřadu, který její plnění rovněž kontroluje
22
Energy Performance Contracting je metoda při níž je energeticky efektivní opatření (snížení energetické náročnosti, záměna zdroje
apod.) financováno třetím subjektem (stojícím mimo provozovatele zařízení a dodavatele energie), který svou investici vloženou do (souboru) opatření získává na základě dlouhodobé smlouvy zpět formou vyplacení ceny podstatné části uspořené energie.
20
21
127
Metoda prosté návratnosti
Tato jednoduchá metoda je vhodná pro rychlý a přibližný odhad návratnosti investic. Při konstrukci jsou brány v úvahu pouze pořizovací a provozní náklady, případně je možno uplatnit vliv očekávaného nárůstu cen. Jiné faktory se zde neuplatňují,
jedná se v podstatě o případ, kdy neuvažujeme diskontování (znevažování) hodnoty naší investice v budoucnu. Své uplatnění v současnosti nachází zejména tam, kde pořizované zařízení slouží pouze k vlastním úsporám, produkovaná energie není
nikomu dodávána za úplatu a naše „výnosy“ z investice jsou tudíž dány pouze neodebranou energií ze stávajících zdrojů.
Metodu lze uplatnit analyticky (výpočtem), nebo graficky. Prostou návratnost t v letech docílíme tak, že celkové investiční
(pořizovací) náklady IN vydělíme rozdílem ročních výnosů R a provozních nákladů OC, resp. celkových ročních nákladů.
Výsledkem je nižší („optimističtější“) hodnota doby návratnosti investice, než v případě použití diskontní míry (vzorec 1):
�=
��
� - ��
Metoda kapitálové hodnoty
Tato metoda pomáhá při rozhodování o uskutečnění investice pomocí základního vztahu (vzorec 2):
(
)
� = -� + � - � × �
�
�
�
NI
R
Np
D0
z
jsou investiční náklady
jsou pravidelné roční příjmy, renta22
jsou provozní náklady
je výsledná diskontovaná kapitálová hodnota, pro níž platí23 :
D0 > 0 investice je zisková
D0 = 0 investice je návratná bez zisku
D0 < 0 investice je ztrátová
je zásobitel, převrácená hodnota anuity, závisí na úrokové míře a na čase (vzorec 3):
�
�+ �) - �
(
�=
(� + � ) � × �
r
t
je úroková/diskontní míra, resp. IRR
je čas
Metoda vnitřního výnosového procenta
Metodu diskontované kapitálové hodnoty z předešlého odstavce lze také interpretovat jako metodu pro zjištění výnosového
procenta počítané investice, tzv. vnitřního výnosového procenta (IRR). K jeho výpočtu potřebujeme znát skutečnou dnešníhodnotu (to jsou naše dnes vynaložené investiční náklady) a očekávanou budoucí hodnotu investice (to jsou naše příjmy
z investice během doby, pro niž IRR počítáme). Vztah (vzorec 2) můžeme napsat také v podobě (vzorec 4):
kde:
Z
je ekonomický zisk, průměrný za období
a
je anuita, a = 1/z
ostatní proměnné mají významy dle legendy v předchozí podkapitole.
Metoda počítá s pravidelnými ročními příjmy i provozními náklady ve stejné výši.
Metodu kapitálové hodnoty lze použít i pro výpočet ročního výnosu, dosadíme-li za D 0 požadovanou současnou hodnotu investice, pro
precizní výpočet je nutné aplikovat postup dle vzorce 4.
22
23
128
Jak je patrné, oba vztahy (vzorec 2) a (vzorec 4) vyjadřují tutéž ekonomickou skutečnost a lze je použít pouze za předpokladu jednorázově vynaložených investičních nákladů a pravidelných příjmů a pravidelně vynakládaných provozních nákladů
v jednotlivých letech provozu. Pro zohlednění déle trvající (více než 1 rok) investiční činnosti a nepravidelných finančních
toků v jednotlivých letech provozu musíme použít obecnější vztah (vzorec 5):
� =�
� = ��
� =- ��
� =�
�
å � � × (� + � ) = å
��
(� + � )�
Po dosazení vynaložených nebo předpokládaných nákladů a předpokládaných čistých příjmů z investice ve zvoleném
časovém období jsme schopni vypočítat pomocí některé z iteračních metod proměnnou r, v tomto případě hledané vnitřní
výnosové procento.
Cash flow
V českém ekonomickém slovníku se zřejmě natrvalo zabydlel výraz cash flow, ačkoli se nejedná o nic jiného (a nic menšího), nežli o hotovostní toky. Význam tohoto dynamického ukazatele a jeho výpočet je uveden v každé příručce a publikaci
zaměřené na investiční strategie a záměry a s ohledem na jeho důležitost při plánování investic je vhodné si uvést jeho
základní charakteristiky.
Diskontovaný hotovostní tok (za uvažovanou dobu životnosti, resp. provozování zdroje) je v podstatě dán pravou stranou
ve vzorci 5. Pravidelný roční příjem R je tudíž roční hotovostní tok, který je výsledkem rozdílu výnosů a nákladů, (resp. zisku
po zdanění), kde se po připočtení odpisů odečítají vlastní investice, splátky úvěrů a dochází ke korekci na základě změn
stavu závazků a pohledávek, zásob apod.
Zatímco v podobě vzorce působí cash flow jednoduchým dojmem, v praxi se významně projevuje jeho dynamický charakter. Je nutné mít na paměti, že cash flow je nutné plánovat a projekt je tím více zajištěn, čím přesněji a podrobněji (a v menším časovém úseku) jsou hotovostní toky předvídány, resp. plánovány. Mnoho slibných projektů skončilo neúspěchem
právě proto, že neměly dostatečně ošetřené cash flow.
Bohužel, v podmínkách podnikání v ČR však stále není ani při sebelepším plánování hotovostních toků a kvalitním smluvním zabezpečení možné 100% zajistit včasnou úhradu pohledávek, ať již ve vztahu k soukromému či veřejnému subjektu.
Obzvláště v případě nastupujícího odvětví s nízkou kapitálovou silou, jakým využívání obnovitelných zdrojů bezpochyby
je, tato skutečnost může být, spolu se související důvěrou bankovních institucí jedním z klíčových faktorů rozvoje.
129
4. 3.
Měrné investiční náklady technologií a nákladové křivky
Zjednodušeně řečeno, nákladové křivky jsou vytvořeny na základě znalosti dostupného potenciálu zásoby energie a nákladů na technologie a procesy využití tohoto potenciálu. Pomocí dobře sestavených nákladových křivek lze odhadnout
ekonomický potenciál obnovitelných zdrojů v určitém období – při znalosti, či dobrém předpokladu vývoje cen energie.
Pro sestavení nákladových křivek je nezbytná znalost rozmezí investičních nákladů a provozních nákladů dané technologie.
Jak bude ukázáno dále, např. cena elektřiny vyráběné v elektrárně na bázi biomasy (v bioelektrárně) je vysoce závislá na
celkové roční době využití (tj. mimo jiné na dostupnosti paliva) a na ceně paliva (tj. mimo jiné na svozové vzdálenosti). Provozní náklady mohou být integrovány do celkových nákladů výroby elektřiny.
Následující dva grafy ukazují rozpětí výrobních nákladů u jednotlivých technologií OZE v Evropské unii v roce 2000. Uvedená rozpětí jsou natolik široká, že v podstatě zahrnují i použití daných technologií v České republice.
��
��
��
��
��
��
��
��
��
�
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
�
�
��
��
��
��
��
��
Nákladové křivky jako takové nejsou důležité pro potenciální investory, nýbrž pro politiky jako jeden z podkladů pro rozhodování o budoucím rozvoji a případné podpoře.
Následující graf ukazuje výpočet nákladové křivky pro všechny druhy obnovitelných zdrojů s výhledem do roku 2010.
Na ose x je vynesen instalovaný (předpokládaný) výkon všech zdrojů využívajících OZE, na ose y je proti těmto zdrojům
položena cena energie, kterou produkují. Pro rok 2010 je odhadována realizace zdrojů až do celkové roční výroby zhruba
660 TWh, čemuž odpovídá marginální cena energie zhruba 9,1 Eurocentu za kilowatthodinu (asi 2,90 Kč/kWh).
12
náklady
11
EURO ct/kWh
10
9
8
7
6
5
4
3
300
350
400
450
500
550
600
roční výroba v TWh
130
650
700
750
800
4. 3. 1. Odhad měrných investičních nákladů pro ČR
Jak již bylo mnohokrát uvedeno, každý projekt je individuální a to tím více, čím větší je instalovaný výkon. Následující přehled
velikosti měrných investičních nákladů, měrných výrobních nákladů a doby návratnosti investice je tak pouze orientační,
třebaže vychází z přehledu realizovaných či připravených projektů. Množství realizovaných projektů není však tak rozsáhlé,
aby bylo možné tyto charakteristiky určit statisticky průkazně. Doba návratnosti je počítána standardně, s uvažováním určité
míry zisku, resp. výše vnitřního výnosového procenta (cca 5–10 %).
Hydroenergetika má v ČR dlouhou tradici, náklady na výstavbu a uvedení do provozu mohou být u malé vodní elektrárny
poněkud sníženy právě relativní dostupností vhodných technologií a existencí dlouholetého know-how. U vodních elektráren – na první pohled poněkud paradoxně – s velikostí elektrárny narůstají měrné investiční náklady. To je dáno zejména
náročnější prací ve vodním toku, větším záborem půdy (velikosti pozemků), apod. Větší vodní elektrárny však mohou realizovat elektrickou energii za vyšší cenu, protože vedle prodeje vlastní elektrické energie mohou prodávat i systémové služby
provozovateli sítě.
Z hlediska plánování ekonomiky malé vodní elektrárny je velmi podstatné, zda se jedná o renovaci stávající vodní elektrárny,
výstavbu elektrárny na stávajícím vodním díle (jezu) či jedná-li se o zcela nové vodní dílo. V posledně jmenovaném případě
je investice i za předpokladu vyšší výkupní ceny energie s velmi dlouhou návratností (více než 15 let). Lze však předpokládat, že nové vodní dílo vzniká i za jiným účelem, než je pouze výstavba vodní elektrárny a tudíž dochází ke sdílení nákladů
na jeho pořízení. Naopak nejrychleji návratné jsou například malé turbíny umístěné ve vodárenském potrubí (návratnost
i do dvou let), jedná se však o velmi omezený potenciál a velmi malé instalované výkony. Zajímavé jsou též renovace stávajících elektráren, které jsou návratné do 10 let, což při dlouhé době životnosti investice je velmi zajímavé.
Tabulka 5: Přehled měrných nákladů malých vodních elektráren
Typ zdroje – rozsah
instalovaného výkonu
Měrné investiční
náklady (tis. Kč/kW e)
Měrné výrobní náklady
(Kč/kW e)
Doba návratnosti
(roky)*
Rekonstrukce na stávajícím vodním díle, na vodárně apod.
1–100 kW
20–45
1,10–1,40
3–6
100–1000 kW
45–60
1,40–1,50
6–8
60–100
1,50–2,00
8–12
1–100 kW
45–65
1,45–1,60
7–10
100–1000 kW
65–90
1,60–1,90
10–12
90–110
1,90–2,10
12–20
1000–10 000 kW
Nově budovaná elektrárna
1000–10 000 kW
* závisí na výši a době platnosti výkupní ceny
Měrné výrobní náklady jsou vysoce závislé na roční výrobě energie, tj. na větrných podmínkách v průběhu roku. Menší větrné elektrárny mají většinou horší roční využití, proto ani o něco nižší měrné investiční náklady nejsou podmínkou nižších
výrobních nákladů, než mají větší stroje. Standardní doba návratnosti může být určena pouze v případě, že je elektřina
vyráběna buď pro vlastní potřebu nebo je dodávána za garantovanou výkupní cenu. Nižší hranice platí v případě výjimečně
větrné lokality, resp. dodatečné podpory, např. formou zvýhodněné, resp. bezúročné půjčky, daňového zvýhodnění apod.
Volba technologie je obzvláště v podmínkách vnitrozemského státu klíčovou otázkou. Pro ekonomiku provozu jsou kritéria
(otázky) pro výběr technologie zejména:
•
•
•
•
•
•
je technologie dostatečně odolná povětrnostním vlivům (silně nerovnoměrný vítr, námrazy, mlhy, výboje)
počítá technologie s častou změnou směru větru
je připojení výkonu dostatečně přizpůsobené nerovnoměrné výrobě energie
je místo přístupné a za jakých podmínek
jaké jsou podmínky vyvedení výkonu
jaké jsou ostatní provozní náklady (náročnost obsluhy a údržby)
131
Tabulka 6 : Přehled měrných nákladů větrných elektráren
Měrné investiční
náklady (tis. Kč/kW e)
Měrné výrobní
náklady (Kč/kW e)
Doba návratnosti
(roky)*
1 –100 kW
30–45
2,50–5,50
15–22
100–500 kW
40–60
2,10–4,50
12–18
500–1200 kW
50–65
2,00–4,00
10–15
1200–2500 kW
55–70
1,80–4,00
8 –12
Výstavba většího počtu větrných elektráren v jedné lokalitě výrazně snižuje investice na stavby, komunikace a připojení a to
přibližně v exponenciální závislosti – s každým dalším strojem v jedné lokalitě mírně klesají měrné investiční náklady. V případě více strojů je však vždy nutno počítat se vzájemným ovlivněním strojů – vlivem částečného odebrání síly větru.
Důležitým aspektem je také výměna zastaralejších technologií (generátorů, listů a řídicí elektroniky) za moderní a výkonné
na stejné lokalitě – tzv. repowering. Ponechány mohou být stejné základy, event. stejná věž, dochází však k nárůstu výkonu
a odevzdané práce. Například optimalizací tvaru listů vrtule je možné navýšit výkon dříve instalovaných větrných elektráren
až o 20 %.
Příklad ekonomiky větrné farmy
Po splnění podmínek uvedených v kapitole 3 a minimalizaci rizik uvedených tamtéž je možné přistoupit k podrobnému
ekonomickému plánu investice. Tento příklad počítá s „farmou“ se dvěma stroji E–40 (bezpřevodovkový systém, nominální
výkon 624 kW), která je provedena jako referenční projekt, tj. s veškerými náležitostmi, které někteří investoři mohou mít
snahu opomenout v důsledku snahy o snížení nákladů.
Kritickými parametry pro ekonomické hodnocení jsou:
•pořizovací náklady
náklady projektu a přípravy, vč. měření
náklady na technologie
náklady stavební části, vč. komunikací
• doba životnosti
• provozní náklady
pravidelné provozní náklady
(pojištění, servis, údržba, dozor atd.)
mimořádné provozní náklady
• průměrná rychlost větru
• doba provozu (využití plného výkonu)
projektovaná doba provozu
(přepočtena na nominální výkon)
• podmínky výkupu energie (cena)
• podmínky financování
výše úvěru
vlastní zdroje
dotace
56 mil. Kč
2%
68 %
30 %
25 až 30 let
0,5 mil. Kč
90 %
10 %
min. 5 m/s
min. 1000 hod./rok
1200 hod./rok
3 Kč/kWh
60 %
40 %
0%
Při takto nastavených parametrech je možné stanovit základní výstupní ekonomické hodnoty:
minimální roční výnos
projektovaný roční výnos
maximální doba splacení úvěru
projektovaná doba splacení úvěru
4,32 mil. Kč
6,12 mil. Kč
15 let
12 let
Stanovení minimálních hodnot je důležité, neboť tím je nastavena minimální hranice, kdy projekt ještě není ztrátový – jedná
se o tzv. kritickou variantu, kterou by měl každý projekt obsahovat. Dále je nutné rozlišit ekonomiku podle typu investora
– pokud se jedná o podnikatelský subjekt, platí zde veškeré standardní postupy zohledňující odpisy, vnitřní výnosové procento (míru zisku), úlohu daňového štítu, minimální dobu návratnosti aj.
V případě, že investorem je obec, nadace či jiný nepodnikatelský subjekt, ekonomika se dostává do jiné roviny, zejména
s ohledem na neexistenci odpisů a nevytváření zisku,
132
Sluneční elektrárny
V podmínkách České republiky prakticky připadá v úvahu využití sluneční energie k výrobě elektrické energie pouze cestou
fotovoltaických elektráren. Zatímco u malých jednotek jde spíše o demonstrační jednotky bez praktického ekonomického
přínosu, u větších jednotek v řádu desítek až stovek kW se jedná o komerční projekty, i když s velmi dlouhou dobou návratnosti. Rozhodující pro ekonomickou efektivnost takovéhoto projektu je výše výkupní ceny za elektrickou energii a budoucí
vývoj měrných investičních nákladů na instalovaný kilowatt (Kč/kW) výkonu.
Tabulka 7: Přehled měrných nákladů fotovoltaických elektráren
Měrné investiční náklady
(tis. Kč/kWe)
Měrné výrobní náklady
(Kč/kWe)
Doba návratnosti
(roky)*
100 W – 2 kW
30–45
18–22
–
2 kW – 20 kW
25–30
16–18
–
20 kW – 1 MW
20–25
14–16
–
* závisí na výši a době platnosti výkupní ceny
Výroba elektrické energie z biomasy
Měrné výrobní náklady se výrazně liší podle typu technologie použité pro výrobu elektrické energie a typu použité biomasy. Přehled je uveden v následující tabulce. Ekonomicky nejefektivnější je v současnosti přidávání biomasy do stávajících
kotlů na tuhá paliva (roštové nebo fluidní kotle), protože tento postup nevyžaduje nákladná technická opatření při dodržení
určitého podílu biomasy ke stávajícímu palivu (např. u fluidních kotlů je to 10 až 20 %). Nejvíce nákladné je využití biomasy
v upravené podobě jako paliva pro palivové články (bioplyn, methanol), kde se však do budoucna předpokládá větší rozvoj
s ohledem na předpokládané snižování cen technologie.
Průkopnickou úlohu při výrobě elektrické energie z biomasy může sehrát rozvoj bioplynových technologií. Pro tuto možnost hovoří několik skutečností – bioplyn je jednoduše spalitelný, relativně dobře skladovatelný, technologie jsou zvládnuté
a prověřené. Navíc se výrobou bioplynu řeší další potenciální externality – zejména nakládání s odpady a zápach. Nákladově je využití bioplynu zejména v kategorii „kogenerace“ a „plynová turbína“. Od nákladů výroby lze za určitých okolností
odečíst náklady na likvidaci původně nezfermentovaného odpadu.
Tabulka 8: Přehled měrných nákladů výroby elektřiny z biomasy
Typ technologie
Rozsah výkonu
Rozpětí výrobních
nákladů – (Kč/MWh e)
Samostatný blok – parní
turbína
5 MW e
–
100 MWe
40 – 75
2 100 – 5 000
Kogenerace – spalovací
motor
10 kWe
–
5 MW e
45 – 80
2 200 – 6 000
Společné spalování
(s fosilními palivy)
1 MW e
–
500 MWe
100 kWe
–
1 MW e
50 – 90
2 200 – 4 500
100 kWe
–
5 MW e
75 – 100
2 800 – 5 000
10 MWe
–
100 MWe
65 – 100
2 500 – 5 500
10 kWe
–
100 kWe
85 – 120
3 000 – 7 500
1 kWe
–
300 kWe
150 – 250
Plynová turbína
Turbína s cirkulací ORC
24
Spalovací turbína
Zplyňování s mikroturbínou
Palivový článek
24
Rozpětí investičních
nákladů – (tis. Kč/kW e)
10 – 100
+ stávající náklady
500 – 2 000
5 000 – 15 000
Organic Rankine Cycle
133
4. 4.
Citlivostní analýza
Ekonomické parametry výstavby a zejména provozu technologií využívajících OZE jsou dány mnoha faktory a jak ukazují
zkušenosti, ne vždy existuje zřejmý vztah mezi investičními náklady a dosahovaným ekonomickým efektem – tvorbou zisku.
Ekonomické hodnocení každého projektu by mělo obsahovat citlivostní analýzu, která by měla obsahovat závislosti všech
rozhodujících vstupních předpokladů použitých při ekonomickém hodnocení projektu (zejména investiční náklady, výkupní
cena dodávané energie, cena paliva, využití instalovaného výkonu, úroková míra, inflace).
Následující grafy (obrázek 7 a 8) ukazují závislost výrobních nákladů na době ročního využití výkonu (době provozu) a závislost výrobních nákladů na změně ceny vstupu – paliva. Grafy jsou převzaty z analýzy provedené na realizovaném zařízení
(bioteplárna Lienz, Rakousko – technologie ORC). Dále je možné zkoumat například citlivost nákladové ceny na změnu
nominální úrokové míry, na míře inflace, na době životnosti (amortizace) apod.
Pro ilustraci je ještě uveden příklad možnosti využití „úspor z rozsahu“ i u technologií využívajících OZE. Následující graf
(obrázek 9) ukazuje závislost investičních nákladů na objemu fermentoru pro vývin bioplynu. Na jednom obrázku je tak
ukázáno, že použití vhodné technologie a rozvaha o volbě velikosti zařízení, případně složení jedné bioelektrárny z více
produkčních jednotek, může vést
k podstatnému
ovlivnění výše investičních nákladů.
měrné výrobní náklady
měrné
výrobní náklady
Závislost výrobních nákladů a) na ceně paliva (energie v palivu), b) na době provozu
20
měrné výrobní náklady (Kč/kWh)
4,5
18
4,0
16
3,5
14
3,0
12
2,5
10
2,0
8
1,5
6
1,0
4
0,5
2
0,0
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
0
0
palivové náklady (Euro cent/ kWh - v palivu)
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
doba plného využití (hod/rok)
Investiční náklady v závislosti na objemu fermentoru (zdroj VÚZT Praha)
1400
1000
stojaté fermentory
1200
ležaté fermentory
800
1000
800
600
600
400
400
200
0
134
do 200 m3
201 - 400 m3
401 - 600 m3
601 - 800 m3
více než 1000 m3
200
Objem fermentoru (m3)
investiční náklady (DM/m3)
objem m3
5. Možnosti šíření OZE v ČR
V přístupové dohodě z Athén (březen, 2003) se Česká republika zavázala, že podíl výroby elektrické energie z obnovitelných zdrojů bude v roce 2010 činit 8 % na celkové výrobě. Podíl obnovitelných zdrojů na spotřebě primárních zdrojů se pak
k roku 2010 předpokládá 6 %. Závazek je to značný, nicméně se s ním již několik let mohlo počítat – již Bílá kniha o obnovitelných zdrojích energie podobný cíl indikovala a na jejím základě byly nakonec stanoveny i směrné cíle pro elektřinu z OZE
v jednotlivých zemích – jak je popsáno v úvodu. Otázkou samozřejmě zůstává, jaké ekonomické podmínky je nutno splnit,
aby bylo tohoto podílu (a do budoucna ještě vyššího), dosaženo.
Je jisté, že nejvyšší podíl nákladů ponesou soukromé firmy, které sice budou na výrobě elektřiny z OZE profitovat, ale vzhledem k výše uvedeným okolnostem je potřebné pro ně připravit vhodné podmínky.
Financování projektů OZE v EU
Před vstoupením v platnost Směrnice 77/2001/EC, o podpoře elektřiny z obnovitelných zdrojů existovalo v některých evropských zemích několik rozdílných schémat podpory. Pokud jde o projekty na výrobu tepla – solární kolektory, kotelny
a kotle na biomasu, tepelná čerpadla apod., schémata jsou podobná, jedná se převážně o přímou dotaci, výjimečně půjčku. Často bývá podpora podmíněna konáním něčeho, či zdržením se něčeho – lepší tepelně technické vlastnosti objektu,
ekologická likvidace starého zařízení. Dotace a půjčky do projektů na výrobu elektřiny z OZE postupně ustoupily schématu
podpory pomocí výkupních cen, případně v kombinaci s daňovými úlevami. Alternativní způsoby dobrovolného nákupu
„zelené elektřiny“, či systémy stanovení kvót výroby a obchodovatelných certifikátů nikde nebyly tak úspěšné a stále se
potýkají s obtížemi.
Nejvíce propracovaný způsob představuje zákon o obnovitelných zdrojích energie (často uváděný jako zákon EEG) ve Spolkové republice Německo. Tento zákon slouží jako vzor i pro ostatní státy.
Na podobném principu budují svá podpůrná schémata také Francie, Itálie, Španělsko, Rakousko.
Výkupní tarify ceny elektřiny z bioplynu v některých zemích EU (obr. 10, zdroj: Asociace pro využití OZE)
�
��
��
��
�
��
�
�
��
��
��
�
�
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
�
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
��
Obrázek 10 ukazuje na příkladu bioplynu výši výkupních cen elektřiny vyráběné z tohoto média. Jedná se o podobné či totožné částky, jako v případě elektřiny vyráběné na základě spalování biomasy. Existence dvojích výkupních cen (Rakousko)
je dána tím, že každá ze spolkových zemí si stanovuje své výkupní ceny samostatně. Výkupní cena pro elektrickou energii
z biomasy je plně srovnatelná s uvedenými zeměmi EU a činí 2,50 Kč/kWh.
Financování z veřejných zdrojů v ČR
Usnesení vlády ČR č. 480 ze dne 8. července 1998 o koncepci Státního programu na podporu úspor energie a využití obnovitelných zdrojů energie bylo prvním a nadlouho jediným pokusem, jak systematizovat podporu v této oblasti. Každoroční
usnesení vlády pak definují podmínky podpory vždy na následující rok. Tabulka č. 9 ukazuje vývoj podpory OZE v rámci
Státního programu v letech 1999–2003. Předmětem podpory jsou všechny typy obnovitelných zdrojů, předpokládá se však,
že po vstoupení nového zákona o podpoře energie z obnovitelných zdrojů v platnost bude podpora zdrojům elektrické
energie možná pouze nepřímou formou (půjčky, krytí části úvěrů apod.).
135
Tabulka 9 : Podpora OZE v rámci Státního programu
Rok
předpoklad MF
- mil. Kč -
ČEA – OZE
- mil. Kč -
SFŽP – dotace
- mil. Kč -
SFŽP – půjčky
- mil. Kč -
1999
1 500
53
213
125
2000
1 600
16,5
117
129
2001
1 700
9,1
150
163
2002
3 900
11,3
598
199
12
750
250
2003*
* předpoklad
? **
** pro rok 2003 neexistuje žádný oficiální předpoklad
Po vstoupení v platnost zákona č. 406/2000 Sb., o hospodaření energií vznikl prostor pro lepší ukotvení podpory, zejména
v podobě Národního programu hospodárného nakládání s energií a využívání jejích obnovitelných a druhotných zdrojů.
Zatímco předchozí nařízení vlády od roku 1999 předpokládala, že obnovitelné zdroje energie budou podporovány ročně
částkou odpovídající 0,1 % HDP, žádné podobné ustanovení výše podpory nebylo po roce 2001 přijato. K naplnění původního vládního závazku také nikdy nedošlo, počínaje rokem 2002 byl tento závazek zrušen.
Stanovení nákladů Národního programu v oblasti využívání obnovitelných zdrojů energie
Národní program hospodárného nakládání s energií a využívání jejích obnovitelných a druhotných zdrojů (dále jen „Národní
program“) zpracovává Ministerstvo průmyslu a obchodu v dohodě s Ministerstvem životního prostředí ve smyslu Hlavy III
zákona č. 406/2000 Sb., o hospodaření energií. Národní program je zpracováván vždy na čtyřleté období, přičemž první
období je rozmezí let 2002–2005. Národní program pro toto období definuje určité cíle pro oblast úspor energie i pro oblast
využití obnovitelných zdrojů energie. Pro představu o velikosti předpokládaných cílů pro rok 2005 je uvedena následující
tabulka.
Tabulka 10 : Kvantifikace nákladů na využití obnovitelných zdrojů energie do roku 2005
Technologie
využití OZE
Biomasa
(celkem)
Současný
stav (TJ)
Předpoklad
nárůstu (TJ)
Celkem (TJ)
Investiční nákl.
(mil. Kč)
23 585
18 300
41 885
8 235
Sluneční tepelná
energie
356
604
960
5 600
Fotovoltaické
články
0,11
5
5,11
350
Tepelná
čerpadla
105
600
705
2 133
18
1 710
1 728
9 620
2 448
520
2 968
2 777
26 512,11
21 739
48 251,11
28 715
Větrná energie
Vodní energie
CELKEM
Z analýzy provedené v rámci přípravy Národního programu dále například vyplynulo:
1. Bez veřejné podpory lze vyrobit zhruba 5,2 PJ energie s investičními náklady 5 mld. Kč;
2. S veřejnou podporou do 30 % (ekvivalent půjčky 50–70 %) je možné vyrobit zhruba dalších 5,75 PJ energie s investičními náklady 10,9 mld. Kč, čemuž odpovídá přímá podpora ve výši maximálně 3,3 mld. Kč.
3. S veřejnou podporou do 50 % (ekvivalent půjčky 80–100 %) je možné vyrobit zhruba 10,8 PJ energie s investičními
náklady 12,8 mld. Kč, čemuž odpovídá přímá podpora ve výši maximálně 6,4 mld. Kč.
4. Naplnění cílů Národního programu v oblasti využití obnovitelných zdrojů energie je možné dosáhnout s veřejnou podporou v celkové (maximální) výši 9,7 mld. Kč, tj. 2,4 mld. Kč ročně.
Údaje jsou uvedeny se započtením vlivu nepřímých podpor např. zvýhodněním výkupních cen energie z obnovitelných
zdrojů, formou daňových zvýhodnění apod. Zvýhodněná půjčka (dotace úroku z úvěru, nebo zvýhodněná výkupní cena
energie jsou formou veřejné podpory. Taktéž náklady na správu systému výkupu elektrické energie z OZE jsou započteny
v takto pojaté veřejné podpoře.
136
Schémata podpory elektřiny z OZE
Zatímco u přímo poskytované podpory nelze vyloučit její neefektivní využití, nepřímé formy podpory by měly nabízet podstatně účinnější řešení. V současné době je podpora výroby elektrické energie z obnovitelných zdrojů dána cenovým výměrem Energetického regulačního úřadu (ERÚ) č. 1/2003 z 28. listopadu 2002, kterým se stanoví minimální výkupní ceny
elektrické energie následovně:
Tabulka 11 : Minimální výkupní ceny elektřiny z OZE
Druh obnovitelného zdroje
Minimální výkupní cena
(2003) [Kč/kWh]
Minimální výkupní cena
(2004) [Kč/kWh]*
1,50
1,55
3,00
3,00
Výroba elektrické energie spalováním biomasy
2,50
2,50
Výroba elektrické energie spalováním bioplynu
2,50
2,50
Výroba elektrické energie využitím geotermální
energie
3,00
3,00
Výroba elektrické energie využitím slunečního záření
6,00
6,00
* návrh ERÚ ze dne 11. listopadu 2003
V současné době je v procesu přípravy nový zákon o podpoře výroby energie z obnovitelných zdrojů, jehož účelem je legislativně zakotvit podporu obnovitelným zdrojům energie a stabilizovat tak prostředí pro podnikání v této oblasti. Současně
by měl tento zákon z velké části zahrnout požadavky a doporučení evropské směrnice 77/2001/EC a nastavit parametry
podpory pro období po otevření trhu s elektrickou energií. Předpoklad platnosti zákona je od 1. 1. 2005.
6. Systémy podpory výroby elektřiny z OZE
K otázce podpory výroby elektřiny z OZE jsou často zaujímány dva odlišné názory, resp. jsou prosazovány dva odlišné
přístupy. Jedná se o pevné výkupní ceny energie nebo o kvótní systém, resp. o garantované obchodovatelné certifikáty.
O možnostech uplatnění a o výhodách či nevýhodách obou přístupů se vedou dlouhodobé diskuse i spory. Důležitější než
to, který nástroj je pro podporu obnovitelných energií nakonec zvolen, je však skutečnost, jak je pečlivá příprava a návrh
celkové strategie a jaká je politická ochota obnovitelné zdroje podporovat. Špatně navržený systém může být horší, než
žádný systém. Směrnice 2001/77/EC nestanovuje jednotný mechanismus podpory, ale je na zvážení každého členského
státu, jakým způsobem podíl obnovitelných zdrojů energie na výrobě elektrické energie zajistí. V současné době je situace
spíše nakloněna použití systému pevných výkupních cen, které, jsou-li zákonem dlouhodobě garantovány, jsou více stabilní
a pro podnikatelský sektor jednoznačně uchopitelné. Ustanovení tohoto systému se z velké části opírá o zkušenost SRN,
kde má dlouhou tradici. Následuje přehled některých hlavních zásad pro systémy podpory OZE:
• U každého systému musí být garantována jeho životnost po dobu, po kterou je plánován. Podpůrný mechanismus tak
musí být omezen nějakým jasným časovým rámcem – např. 10, 15 nebo 20 lety.
• Všechny výlučné překážky kladené obnovitelným zdrojům musí být odstraněny – např. poplatky za připojení k síti, mimořádné poplatky za přenos apod.
• Systém obchodovatelných certifikátů je možno upřednostnit zejména v případě, že je zaváděn jako přeshraniční systém
v celoevropském měřítku.
• V současné době se jeví jako nepravděpodobné, že by takovýto harmonizovaný systém byl v brzké době zaveden.
• Podpora založená na odstupňovaných výkupních cenách je prozatím nejlepší strategií, dokud nebude zaveden mezinárodní systém obchodování s certifikáty.
• Výkupní ceny jsou upřednostněny ze tří důvodů: jsou velmi snadno zaveditelné a mohou být snadno revidovány pro
nové kapacity ve velmi krátkém čase.
• Administrativní náklady systému s výkupními cenami jsou zpravidla nižší, než při zavádění národního obchodování. Tato
skutečnost je významná zejména pro malé země, kde je obtížné zavést konkurenční obchodování.
• Nutno zajistit jasné rozlišení mezi neharmonizovanou strategií pro stávající zdroje (odstupňované výkupní ceny) a mezi
harmonizovanou strategií (mezinárodní obchod s certifikáty) pro nové zdroje v budoucnu.
• Pokud si každá země začne zavádět vlastní systém obchodování s certifikáty, vznikne směs různých systémů a velmi
narostou transakční náklady na pozdější ustanovení harmonizovaného systému.
• Není zde žádná potřeba ani důvod pro změnu strategií pro stávající obnovitelné zdroje (pozn.: pokud tedy nějaké rozumné strategie existují) ani na národních ani na evropské úrovni.
Tato fakta vedou k základnímu závěru pro společnou harmonizovanou evropskou strategii, pokud se členské země rozhodnou pro společnou kvótní strategii. Pro tento systém bude muset být jasně stanoveno datum zahájení (např. 1. 1. 2007). Od
tohoto data získají všechny nové zdroje (ale žádné stávající zdroje) oprávnění pro vstup do kvótního systému.
137
V době tvorby této publikace není ještě zcela zřejmé, jaký bude systém podpory v ČR. Návrh zpracovávaný společnou
pracovní skupinou ministerstva průmyslu a obchodu a ministerstva životního prostředí navrhuje určitou kombinaci obou
systémů, která by odpovídala zejména podmínkám českého otevírání trhu s elektrickou energií. Mnoho studií, které se touto problematikou zabývají (viz např. ELGREEN) zcela jasně ukazuje, jak by se mělo přistupovat k řešení sporných otázek
s dlouhodobým a masivním dopadem – velmi pečlivě a nezávisle je posoudit a navrhnout možnosti dalšího postupu. Důležitým prvkem je ovšem uvědomění politiků, které cíle jsou podstatné (užitečné pro celou společnost) a které pouze zástupné
(užitek pouze pro část společnosti či úzkou zájmovou skupinu).
7. Závěr kapitoly
Pro ekonomické vyhodnocování obnovitelných zdrojů energie je nezbytné postupovat stejným způsobem, jako při vyhodnocování jakéhokoli jiného záměru. To platí obecně pro malé i velké akce, neboť základní parametry určující hospodárnost
projektu jsou společné. Na počátku by měla být vždy studie proveditelnosti, která odhalí případná slabá místa projektu
a navrhne varianty řešení.
Kromě standardních parametrů projektu vyžadovaných investorem, kterými jsou čistá současná hodnota, výnosové procento či doba návratnosti, je úspěšnost projektu velmi závislá na mnoha dalších, z nichž některé lze ovlivnit pouze velmi málo či
vůbec. Jedná se zejména o roční dobu využití, ceny energie z klasických, neobnovitelných zdrojů, volbu lokality, dostupnost
primárního zdroje, vliv povětrnostních podmínek atd.
Mezi základní okrajové podmínky patří zejména odhad vývoje cen energií, podpory v oblasti rozvoje OZE, vývoje environmentálních daní, resp. míry zahrnutí externalit do cen energie z neobnovitelných zdrojů, nákladů konkurenčních technologií, vývoj legislativy apod., nejlépe pro období nejméně poloviny doby životnosti dané technologie, resp. projektu.
Pokud by z této kapitoly mělo vzejít nějaké doporučení, jaká kritéria jsou při hodnocení obnovitelných zdrojů energie podstatná, pak je to v případě soukromého investora samozřejmě výsledná realizovaná cena energie. Tato cena v sobě postihne jak investiční, fixní a proměnné náklady, tak i kvalitu energie, její rozložení a dostupnost v průběhu roku apod. Současně
s tímto tvrzením je ovšem nutno dodat, že pro vzájemné porovnání cen musí existovat srovnatelné „globální“ východisko.
Ceny by tudíž měly být porovnávány zásadně vč. započtení externích nákladů.
Pro zřejmou složitost tohoto procesu je náhradním řešením tuto disproporci vynahrazovat vyšší výkupní cenou energie
z OZE a postupným zaváděním environmentálních daní. To vše ovšem musí být podpořeno všeobecným pochopením a přijetím tohoto principu. Tomu mohou napomoci transparentní realizace veřejných (státních, obecních) projektů, kde bude
názorně ukázáno na jejich efekty. V tomto případě nebude hrát realizovaná cena zásadní roli, ale pouze významnou, v rámci
multikriteriálního hodnocení přibudou zejména kritéria environmentálního a regionálního přínosu, vč. zaměstnanosti. Tento
postup je možné uplatnit i v případě projektů soukromých investorů v případě, že je od veřejného sektoru požadována nějaká, byť minimální spoluúčast.
Jako příloha této kapitoly je zařazen stručný přehled možných zdrojů financování pro rozvoj technologií a uplatnění obnovitelných zdrojů energie.
Tabulka 12: Shrnutí možných zdrojů financování projektů OZE v ČR
Zdroj
Popis
Garantované výkupní ceny
elektřiny – www.eru.cz
Výměrem ERÚ stanovené výkupní ceny el. energie z OZE; v podstatě se jedná
o druh přímé podpory.
V budoucnu může být nahrazen přímo zákonným ustanovením.
Zelené certifikáty
Druh přímé podpory formou odkupu certifikátů, ke kterým se pojí určité množství
elektrické energie z OZE.
Certifikáty jsou buď součástí tzv. kvótního systému, nebo dobrovolným obchodem.
Dotace z veřejných zdrojů
Jedná se o přímou finanční podporu, obvykle vyjádřené procentní výší z celkových
pořizovacích (uznaných) nákladů.
Do budoucna jsou dotace zřejmě neuplatnitelné pro systémy výroby elektřiny, pokud bude požívat výhod jiného podpůrného systému (výkupní ceny apod.)
Státní fond životního
prostředí – www.sfzp.cz
Státní fond životního prostředí je v současnosti nejvýznamnějším zdrojem financování pro technologie využívání OZE.
V rámci Příloh II Směrnice MŽP o poskytování finančních prostředků ze SFŽP jsou
podporovány prakticky všechny druhy technologií OZE; žádosti je možno podávat
průběžně, jejich vyřízení závisí na schválení akce Radou SFŽP (cca 4× ročně)
a na následné administraci.
138
Zdroj
Popis
Česká energetická agentura
www.cea.cz
Česká energetická agentura plní roli podpůrné instituce při přípravě legislativy,
poskytování informací a zčásti též přímé podpory vybraných akcí investičního i neinvestičního (osvětového) charakteru.
Žádosti o podporu je nutno podat vždy dle druhu aktivity do 17. 1., 28. 2. respektive
do 30. 6.
SAPARD www.mze.cz
Program pro vstup do EU za účelem: investice do zemědělského podnikání, zemědělské výrobní postupy určené k ochraně životního prostředí a udržování krajiny,
zlepšování úrovně odborného vzdělávání, diverzifikace hospodářských činností
a rozvoj a zlepšování venkovské infrastruktury, odborná pomoc včetně studií, technická pomoc.
Výše příspěvku může dosáhnout 75 % celkových prokázaných veřejných výdajů.
Pokud jde o investice vytvářející zisk, pomoc z veřejných zdrojů může dosáhnout
50 % celkových prokázaných nákladů, ze kterých příspěvek EU může dosahovat
75 %; ve vztahu k podpoře OZE lze od tohoto druhu podpory očekávat pouze podpůrnou možnost financování např. infrastruktury bioplynových stanic apod.
Finacování třetí stranou
Standardní nástroj pro financování energeticky efektivních opatření. Teoreticky
a v budoucnu zřejmě i v praxi použitelný pro financování projektů na výrobu elektrické energie z OZE.
Leasing
Metoda finančního i operativního, případně zpětného leasingu je dnes v mnoha
oborech z pohledu investora zajímavá. Leasing je plně využitelný i pro financování
technologií pro výrobu elektrické energie z OZE, jeho použitelnost záleží na celkové
ekonomice (proveditelnosti) projektu a daňové optimalizaci.
ISPA
Předkohezní fond, podpora je určena projektům s celkovým nákladem větším než
5 milionů EURO (ve zvlášť zdůvodněných případech i méně). Projekty musí být kofinancovány českou stranou, případně z jiných zdrojů, příspěvek z fondu ISPA činí
maximálně 75% celkové ceny projektu.
U projektů generujících zisk bude procento úměrně sníženo, předběžné studie
a technické asistence mohou být naopak financovány 100% z fondu ISPA (určeno
především pro obce nebo sdružení obcí).
Dále mohou žádat:
obchodní společnosti v nichž města a obce (nebo stát) mají nadpoloviční majetkovou účast,
ústřední orgány státní správy,
rozpočtové či příspěvkové organizace zřízené ústředními orgány státní správy,
státní podniky a jiné státní organizace (granty nemohou být přiděleny tam, kde by
byly porušeny podmínky rovné hospodářské soutěže, to znamená, pro soukromý sektor generující zisk)
Podpora je věnována na účely:
samostatné investiční projekty,
finančně i technicky samostatné části projektů,
předběžné a technické studie nebo studie proveditelnosti,
skupiny věcně souvisejících projektů,
technická pomoc pro zajištění přípravy,
realizace a vyhodnocení výše uvedených investičních projektů,
Podpora ve vztahu k podpoře OZE by mohla být významná, v současnosti je však
prioritou čistota vod.
Strukturální fondy EU
www.mmr.cz
Prostředky strukturálních fondů mohou využívat členské státy EU za přesně stanovených podmínek.
Jedná se zejména o podporu investic do infrastruktury ekonomiky zaostávajících
regionů a podporu vzdělání a zvyšování zaměstnanosti.
Prostředky jsou směrovány na národní či regionální orgány zodpovědné za řízení
rozvojových programů a odsouhlasených regionálních projektů.
139
Zdroj
Popis
Nízkoúročené půjčky
z veřejných zdrojů
Pro rozvoj OZE je i při existenci podpory některým z výše uvedených mechanismů
nutno mít dostatečný výběr zdrojů dlouhodobého financování investic.
V nekomerční sféře je těchto zdrojů omezený počet, kromě půjček a příspěvků
na úhradu části úroků poskytovaných SFŽP, výjimečně PGRLF je možné (v případě
větších projektů) využít prostředků velmi nepružných institucí Evropské banky pro
obnovu a rozvoj a Světové banky.
Úvěry komerčních bank
Komerční banky se s narůstajícím významem odvětví (OZE) začínají zajímat o možnosti a rizika v této oblasti, některé zahraniční banky poskytují i ucelené programy.
V současnosti není ještě v podmínkách ČR tento způsob rozvinutý, převládá (zčásti
oprávněná) nedůvěra.
Úvěry ČMZRB
www.cmzrb.cz
Programy ČMZRB podpory malého a středního podnikání a energetické programy.
Projekty realizované
společně (JI); Prototyp
uhlíkového fondu (PCF)
www.env.cz, www.cea. cz,
www.sfzp.cz
Programy tzv. flexibilních mechanismů vycházejí z Kjótského protokolu. V principu
jsou založeny na reinvestování prostředků směněných za úspory emisí skleníkových
plynů, zejména CO 2. Za fungování PCF zodpovídají přeneseně ČEA a SFŽP.
Fondy PHARE
www.mmr.cz
Fondy PHARE jsou již několik let významným zdrojem financování rozvojových
programů neinvestičního i investičního charakteru a to zejména v oblasti energetické efektivnosti. Kromě jiných je významná i existence Phare CBC (Cross Border
Co–operation), podpora přeshraniční spolupráce mezi Českou republikou – Německem a Českou republikou – Rakouskem a trilaterální přeshraniční spolupráce
mezi Českou republikou – Německem – Polskem a Českou republikou – Rakouskem – Slovenskem.
Je předpoklad, že programy ČMZRB budou do budoucna ve vztahu k využívání
OZE nabývat na významu.
Princip JI spočívá v bilaterálních mezistátních dohodách o „vyrovnávání přebytku“
CO 2, kdy hostitelská země přijímá investice podporované „hostem“. Tyto investice
směřují k dalšímu snížení emisí CO2.
Příspěvek Evropské komise je poskytován v zásadě jako grant (nenávratná dotace
části rozpočtových nákladů). Investor se musí podílet na realizaci projektu částkou
nejméně ve výši 25 % celkových nákladů, Min. výše prostředků je 100 mil Kč na žádost, podíl 75 % hradí Phare a 25 % česká strana (např. i SFŽP).
Emisní obchodování
Obchodování s emisemi skleníkových plynů, zejména CO2 , které za určitých okolností může pomoci rozvíjet projekty využívání OZE. Směrnice o emisním obchodování v EU vstupuje v platnost 1. 1. 2004; obecně však není možné v tomto způsobu
spatřovat výraznou podporu rozvoje OZE.
Nadace a soukromé fondy
Finanční prostředky z těchto zdrojů často plynou zejména do oblasti osvěty, případně přípravy projektů či financování drobných projektů. V ČR je nejaktivnější
v této oblasti nadace Partnerství (Partnership – jedná se o zahraniční prostředky).
Použité zdroje
Altner, G., Dürr, H.P., Michelsen, G, Nitsch, J. (Gruppe Energie 2010) : Zukünftige Energiepolitik, Economica Verlag,
Bonn 1995
Beranovský, J., Truxa, J., kol.: Alternativní energie pro váš dům, Ekowatt, ERA, 2003
Bundesumweltministerium: Klimaschutz durch Nutzung erneuebarer Energien, SRN, 1999
CityPlan: Zakomponování obnovitelných zdrojů do energetického systému ČR, studie MPO, Praha 1999
CityPlan, PowerService: Návrh transparentního způsobu dotování zařízení využívajících obnovitelných a druhotných zdrojů
energie v případě jejich zapojení do integrovaných energetických soustav, studie MŽP, Praha 2001
Energetická politika ČR, MPO, Praha 1999
ESD: Meeting the Chalenge, TERES II, analýza potenciálu evropských zemí zpracovaná v rámci programu Altener, 1996
140
Eurostat, European Commission: Renewable Energy Sources Statistics in the European Union, 1989–2001
Florian, M.: Analýza dotací v energetice, SEVEn, Praha 1999
Hrubý, Z., kol.: Závěrečná zpráva expertního týmu pro nezávislé posouzení projektu dostavby Jaderné elektrárny Temelín
Huber, C., kol.: Final Report of the Project ElGreen, European Communities, 2001
Motlík, J.: Hodnocení investičních variant obnovitelných zdrojů energie, Diplomová práce, VŠE, 2001
Návrh programu podpory výroby a využití bioplynu a výstavby bioplynových stanic do roku 2010, včetně návrhu legislativní
a finanční podpory, Ministerstvo životního prostředí, Ministerstvo zemědělství, 2002
Pearce, D., W., Turner, K., A.: Economics of natural resources and the environment, Harvester Wheatsheaf, 1990
Petržílek, P.: Politika trvale udržitelného rozvoje a programy sociálního smíru při přechodu k trvale udržitelné ekonomice,
MŽP ČR 2002
Sheer, H.: Sluneční strategie – politika bez alternativy, Nová Země, 1999
Schumacher, E.,F.: Malé je milé, aneb ekonomie, která by počítala i s člověkem, Doplněk Brno, 2000
SRC International: National Energy Efficiency Study (Národní studie energetické efektivnosti v ČR), World Bank, Ministry of
Environment of the Czech Republic, Prague 1999
Státní politika životního prostředí, MŽP, Praha 2001
Šafařík, M.: Souvislosti využívání energetických přírodních zdrojů s principy trvale udržitelného rozvoje, zpráva pro 11. zasedání Rady vlády České republiky pro sociální a ekonomickou strategii, 2001
Šafařík, M.: Metodika podpory obnovitelných zdrojů energie v souladu s principy udržitelného rozvoje, disertační práce,
Česká zemědělská univerzita v Praze, 2001
Ščasný, M., kol.: Implementace environmentální daňové reformy v členských zemích EU, Ministerstvo životního prostředí,
2002
VIP, s. r. o., konsorcium řešitelů: Závěrečná zpráva projektu VaV: Závislost využitelného potenciálu obnovitelných zdrojů
energie na výkupních cenách energie, Ministerstvo životního prostředí ČR, 2000
Weizsäcker, E.,U., von, Lovins, A.,B., Lovinsová L.,H.: Faktor 4, Ministerstvo životního prostředí ČR, Praha, 1996
Zelená kniha Evropské komise – K evropské strategii pro bezpečnost zásobování energií
141
142
Doslov
…místo závěru
Zpracované autorské příspěvky, ač jsou zaměřené výrazně monotematicky na obnovitelné zdroje využitelné v rámci ČR,
zacházejí místy výrazně za hranice popisovaného tématu a ocitají se až na poli filozofickém a sociálně vědním. Přes možnou
diskutabilnost k jednotlivostem však mají jednu podstatnou výhodu: názory v nich obsažené jsou aktuální a živé.
Velmi markantním jevem současnosti je, bohužel, nárůst publicity iracionálních společenských projevů hraničící až s propagací hlouposti. Tato medializovaná iracionalita, tvářící se jako podpora svobodě poskytování informací a prezentování
různorodosti názorů, může velmi podstatně ovlivňovat myšlení zpohodlnělé veřejnosti.
Publicita poskytovaná různým hlasatelům jednoduchých řešení a vlastních „pravd“ i guruúm s egocentrickými až spasitelskými ambicemi přináší nebezpečí ovlivňování obyvatelstva a dokonce i rozhodovací sféry scestnými informacemi.
Nejrůznější média i nakladatelé se často předhánějí ve zveřejňování těch nejvíce absurdních a nesmyslných informací
bez zachování proporcí mezi nimi i bez rozlišení jejich důležitosti a věrohodnosti. Platilo to dosud, bohužel, i o medializaci
obnovitelných zdrojů.
Předkládaná autorská studie patří k těm dílům, pomocí nichž si každý čtenář může udělat vlastní názor. Může si vybrat z problémových oblastí tu, která ho nejvíce zajímá, a sám si na základě předložených faktů udělat vlastní obrázek o využitelnosti
obnovitelných zdrojů a jejich možném potenciálu. V budoucnu jistě budou důležitou součástí celkového energetického
mixu, ale v současné době a v geografických a klimatických podmínkách České republiky nelze jejich význam přeceňovat.
Později bychom se totiž potýkali s deziluzí o postupně mizející představě rychlé a masivní náhrady současných energetických zdrojů touto cestou.
Nezbývá než poděkovat autorům a všem dalším, kteří se podíleli na vydání této studie, že se jim za relativně krátkou dobu
podařilo shrnout aktuální poznatky o současných možnostech a dalších perspektivách obnovitelných zdrojů energie.
Ing. František Vaněk, CSc.
specialista sekce Technika
ČEZ, a. s.
143
Obnovitelné zdroje energie a možnosti jejich uplatnění v České republice
Napsali: Ing. Jan Motlík CSc., dipl. technik Libor Šamánek, RNDr. Josef Štekl CSc., Ing. Jaroslav Váňa CSc., Ing. Radim
Bařinka, Ing. Miroslav Šafařík Ph.D.
Foto, grafiky: pokud není uvedeno jinak, archív autorů jednotlivých kapitol
Produkce, sazba, grafická úprava:
Česká energetika, s. r. o., Havlíčkova 304, Heřmanův Městec, www.ceskaenergetika.com
Tisk: České tiskárny s. r. o., Ráby 14
Vydal: ČEZ, a. s., Duhová 2/1444, Praha v roce 2003

obnovitelné zdroje energie a možnosti jejich uplatnění v

Transkript

Podobné dokumenty

Uživatelský manuál ke stažení

Kupkolo MTB Trilogy Strefa MTB Kleine Alpen

alternativní zdroje energie - Katedra energetických strojů a zařízení

Skripta materialy 6

skripta Vysoudil - Rozšíření akreditace studia učitelské geografie na

Návod pro lepení vliesových tapet

Sborník ze semináře Vesnické technické památky

teorie elektronických obvodů viii.

číslo 11 - Ideální Bydlení

studie: „souhrn podmínek pro uplatnění malých oze v čr

4,5 MB - biomasa

Obnovitelná energie

zde - Antecom

DV010 Report on wastewater to energy_final.

Učebnice 06 - Větrná energie

izolace proti radonu - Radonový program ČR

Celkové pořadí

2/2011

10. Větrné elektrárny v Krušných horách

journal 2/2014

Odhad realizovatelného potenciálu větrné energie na území ČR

UNICORN COLLEGE BAKALÁŘSKÁ PRÁCE Datové modelování